Bộ Công Thương - Cục điều tiết điện lực

Thứ sáu, 01/03/2024 | 23:22 GMT +7

  • facebook | 024.221.47474

Phát triển năng lượng

Gỡ nút thắt điện khí để "điện đi trước một bước": Bài 4: Vì sao các dự án nhà máy điện khí LNG lại chậm tiến độ, chưa triển khai?

16/10/2023
Hiện giá LNG tăng cao và sự bất ổn nguồn cung sẽ ảnh hưởng lớn đến doanh nghiệp nhập khẩu LNG cũng như nhà đầu tư dự án điện khí LNG tại Việt Nam.
Theo các chuyên gia, doanh nghiệp vướng mắc chính ảnh hưởng đến việc triển khai các dự án LNG vẫn là việc đàm phán giá điện và bao tiêu sản lượng hằng năm. Nếu “vướng mắc” này không được tháo gỡ kịp thời, kế hoạch phát triển điện khí LNG sẽ rất khó thực hiện.
Hàng loạt “ vướng mắc” cần được tháo gỡ
Tính đến thời điểm hiện tại có 13 dự án điện LNG được chấp thuận chủ trương đầu tư, trong đó có 5 dự án đang triển khai, 4 dự án đã tìm được nhà đầu tư, 4 dự án còn lại đang được các tỉnh tổ chức lựa chon nhà đầu tư. Trong số các dự án này, Dự án điện khí Nhơn Trạch 3&4 là dự án trọng điểm quốc gia thuộc Quy hoạch điện VII được Chính phủ giao cho Tổng Công ty Điện lực Dầu khí Việt Nam ( PV Power) làm chủ đầu tư; quy mô công suất 1.500 MW, tổng mức đầu tư 1,4 tỷ USD trên địa bàn huyện Nhơn Trạch, tỉnh Đồng Nai. Đây là dự án điện LNG đầu tiên tại Việt Nam, dự kiến đưa vào vận hành từ năm 2024-2025. Hiện nay, dự án này cũng đang gặp một số khó khăn, vướng mắc chưa được tháo gỡ.
Trao đổi với PetroTimes, ông Nguyễn Duy Giang - Phó Tổng Giám đốc PV Power cho biết, hiện khó khăn lớn nhất trong triển khai dự án LNG Nhơn Trạch 3&4 đó là đàm phán hợp đồng mua bán điện (PPA) giữa PV Power và Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) kéo dài và vướng mắc đến thời điểm hiện nay. 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 hằng năm là 90% và thời gian áp dụng là 15 năm kể từ khi nhà máy vận hành thương mại, điều này 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 Nguyễn Duy Giang cho biết thêm.
Cũng liên quan đến dự án LNG Nhơn Trạch 3&4, mới đây tại cuộc họp với Bộ Công Thương, ông Thái Thanh Phong - Phó Giám đốc Sở Công Thương Đồng Nai cho biết, 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 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 chỉ riêng dự án điện khí LNG Nhơn Trạch 3&4 gặp khó khăn trong việc ký hợp đồng mua bán điện (hợp đồng PPA), những dự án LNG khác cũng đang cần được tháo gỡ.
Ví như: LNG Hiệp Phước (TP HCM); 2 dự án Nhà máy nhiệt điện khí LNG Sơn Mỹ I và LNG Sơn Mỹ II ( Bình Thuận); Nhà máy điện LNG Quảng Ninh; Nhà máy LNG Bạc Liêu…, các dự án này cũng gặp khó tương tự dự án điện khí LNG Nhơn Trạch 3&4.
Trao đổi với phóng viên PetroTimes, các chuyên gia và 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 để các doanh nghiệp cân nhắc…

PGS.TS Ngô Trí Long - nguyên Viện trưởng Viện nghiên cứu thị trường giá cả (Bộ Tài chính)
PGS.TS Ngô Trí Long - nguyên Viện trưởng Viện nghiên cứu thị trường giá cả (Bộ Tài chính) cho biết, hiện giá LNG tăng cao và sự bất ổn nguồn cung sẽ ảnh hưởng lớn đến doanh nghiệp nhập khẩu LNG cũng như nhà đầu tư dự án điện khí LNG tại Việt Nam.
Giá LNG nhập khẩu cao là trở ngại trong tương lai khi ký các hợp đồng mua bán điện giữa chủ đầu tư và EVN, do EVN sẽ phải mua đắt - bán rẻ. Mặt khác, theo Quy hoạch điện VIII, cơ cấu nguồn điện khí LNG đến năm 2030 dự kiến đạt 22.400 MW (14,9%), đồng nghĩa các dự án LNG sẽ phải đối diện với rủi ro nhập khẩu giá cao khi có biến động địa chính trị từ nay tới năm 2030.
Ngoài ra, giá LNG tăng mạnh gây khó khăn trong xác định hiệu quả dự án điện khí LNG, đàm phán giá điện để ký hợp đồng mua bán điện là khâu khó nhất.
Theo PGS.TS Ngô Trí Long, các dự án điện khí LNG được bổ sung quy hoạch, phê duyệt chủ trương đầu tư đều theo hình thức nhà máy điện độc lập (IPP). Theo hình thức này, các nhà máy đều phải tham gia thị trường điện. Hiện không có quy định bên mua điện phải bao tiêu sản lượng điện, trừ các nhà máy có ràng buộc về bao tiêu nhiên liệu và có văn bản của cơ quan quản lý nhà nước có thẩm quyền cho phép chuyển ngang các quy định bao tiêu nhiên liệu của nhà máy trong hợp đồng cung cấp nhiêu liệu sang hợp đồng PPA.
Song, việc đàm phán giá mua điện tại hợp đồng mua bán điện phải tuân thủ các quy định trên cơ sở tính toán sản lượng bán ra hằng năm, dòng tiền thu về, chi phí đầu tư...
Hiện nay, khoảng một nửa các dự án điện khí LNG chưa khởi công, chậm tiến độ cũng bởi chưa hoàn tất các đàm phán liên quan tới hợp đồng mua bán điện.
Trao đổi với PV PetroTimes, đại diện một doanh nghiệp LNG cho biết, hiện việc triển khai dự án LNG đang gặp phải một loạt khó khăn chưa được tháo gỡ như: khung pháp lý cho LNG chưa hoàn thiện, phê duyệt cơ chế, thu xếp vốn, xử lý chuyển đổi chủ đầu tư và sự bất cập trong việc chuyển bao tiêu LNG nhập khẩu sang sản lượng điện hàng năm, hệ thống đường ống dẫn khí…
Một nỗi lo khác nữa là dự án nguồn điện bị phụ thuộc vào tiến độ đầu tư xây dựng đường dây truyền tải của ngành điện. Có những dự án truyền tải phải xin phê duyệt chủ trương đầu tư do đi qua 2 tỉnh nên nguy cơ chậm tiến độ là rất cao. Trong lúc đó, nếu tiến độ đưa đường dây truyền tải vào vận hành chậm so với kế hoạch thì dự án điện sẽ bị chậm tiến độ hoàn thành, phát sinh nhiều yếu tố rủi ro như chủ đầu tư bị nhà thầu EPC phạt ngược do chậm tiến độ đấu nối; phát sinh chi phí lãi vay, bảo hiểm, tư vấn do kéo dài thời gian xây dựng; nhà máy không giải tỏa được hết công suất phát; không đảm bảo tiến độ cung ứng điện cho hệ thống…
Đại diện doanh nghiệp đầu tư dự án LNG cũng cho rằng, nếu không đàm phán được PPA sớm thì sẽ rất khó khăn trong việc triển khai dự án LNG theo đúng kế hoạch được giao. Trạng thái này tiếp tục tiếp diễn thì trọng trách "mũi nhọn của nền kinh tế" và đảm bảo an ninh năng lượng... sẽ đặt trong tình trạng đáng lo.
“Việc cam kết sản lượng điện phát và tiêu thụ khí hằng 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 giá điện rẻ hơn”, đại diện doanh nghiệp nhấn mạnh.
Gỡ “vướng mắc” thế nào?
Trao đổi với PetroTimes, PGS.TS Ngô Trí Long nhận định, để tháo gỡ những vướng mắc trên, Chính phủ cần nhanh chóng hoàn thiện chính sách, có cơ chế khuyến khích doanh nghiệp đầu tư vào các dự án điện khí LNG trong nước, tạo ra một môi trường đầu tư ổn định và thuận lợi cho việc phát triển hạ tầng LNG. Điều này có thể bao gồm các chính sách ưu đãi thuế, cơ chế hỗ trợ vay vốn và quy định rõ ràng về quy trình phê duyệt và xây dựng dự án LNG. Chính phủ có thể hỗ trợ tài chính và vốn cho các dự án hạ tầng LNG thông qua các chương trình tài trợ, quỹ đầu tư hoặc tạo ra các cơ chế hỗ trợ vay vốn với lãi suất thấp. Điều này giúp giảm gánh nặng tài chính ban đầu và tăng khả năng thu hồi vốn đối với các dự án LNG.
“Nếu đầu vào và các khoản chi phí đầu tư dự án LNG thấp thì đầu ra (giá điện) cũng sẽ giảm, khi đó việc chủ đầu tư đàm phán với EVN cũng sẽ dễ dàng hơn” - PGS.TS Ngô Trí Long cho biết thêm.
Cũng theo PGS.TS Ngô Trí Long, Chính phủ, bộ, ngành liên quan cần sớm vào cuộc “ tháo gỡ” vướng mắc liên quan đến việc bao tiêu sản lượng giữa chủ đầu tư LNG và EVN, có văn bản tạo cơ chế khuyến khích cho các dự án LNG. Sự kết hợp của những biện pháp đó sẽ tạo ra một môi trường thuận lợi và giúp thúc đẩy sự phát triển bền vững của ngành công nghiệp LNG tại Việt Nam.
PGS.TS Ngô Trí Long nhấn mạnh, theo Quy hoạch điện VIII, cơ cấu nguồn điện đến năm 2030 - Nhiệt điện LNG có tổng công suất 22.400 MW (14,9%). Như vậy, chỉ còn 7 năm nữa để các dự án LNG triển khai và đi vào vận hành, nếu như chúng ta không nhanh chóng “tháo gỡ” những “ vướng mắc” đó, chắc chắn việc triển khai các dự án LNG sẽ gặp trở ngại rất lớn.
Công trường Dự án Nhà máy Điện Nhơn Trạch 3 và 4
Liên quan đến việc “tháo gỡ” vướng mắc bao tiêu sản lượng, trao đổi với PetroTimes, ông Nguyễn Duy Giang - Phó Tổng Giám đốc PV Power cho biết, dự án Nhà máy điện 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, Phó Tổng Giám đốc PV Power đề nghị, Chính phủ sớm ban hành khung giá phát điện cho các dự án này; có cơ chế, chính sách 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.
Ngoài ra, Phó Tổng Giám đốc PV Power cho rằng, trong bối cảnh hiện nay, nếu không có bảo lãnh Chính phủ vừa không có bao tiêu điện, doanh nghiệp sản xuất điện khó có thể triển khai các dự án đúng tiến độ và hiệu quả được. Nếu không giải được bài toán trên, không chỉ dự án Nhơn Trạch 3&4, các dự án LNG khác cũng không thể triển khai được.
Vì vậy, PV Power rất mong được Chính phủ, các bộ, ngành liên quan tạo cơ chế, mở đường cho khái niệm “sản xuất điện từ LNG”. Quan trọng hơn, những dự án điện từ LNG cũng 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.
LNG (Liquefied Natural Gas) là khí thiên nhiên hóa lỏng có thành phần chủ yếu là CH4 - methane, trong suốt, không màu, không mùi, được sản xuất bằng cách làm lạnh sâu ở nhiệt độ khoảng -162 độ C để chuyển sang thể lỏng. LNG khi đốt cháy cũng tạo ra ít hơn 40% lượng khí thải CO2 so với than đá và ít hơn 30% so với dầu mỏ, không thải ra muội, bụi và chỉ sinh ra một lượng không đáng kể khí SO2.
Theo Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia thời kỳ 2021-2030, tầm nhìn đến năm 2050 (Quy hoạch điện VIII) xác định đến năm 2030 sẽ xây mới 13 nhà máy điện khí LNG có tổng công suất 22.400MW, đến năm 2035 có thêm 2 nhà máy với công suất 3.000MW.
Theo Petrotimes 

Cùng chuyên mục

Những tín hiệu mới từ Công ty Than Mạo Khê

01/03/2024

Một kỳ nghỉ Tết Nguyên đán, vui xuân mới không quên nhiêm vụ, tập thể cán bộ công nhân viên Công ty Than Mạo Khê lại hồ hởi bắt tay vào công việc sau một cái Tết đủ đầy, đầm ấm với thợ mỏ Mạo Khê.

  • 0
  • 0

giá điện sinh hoạt

Mức sử dụng trong tháng Giá (đồng/kWh)
Bậc 1: Cho kWh từ 0 - 50 1.806
Bậc 2: Cho kWh từ 51 - 100 1.866
Bậc 3: Cho kWh từ 101 - 200 2.167
Bậc 4: Cho kWh từ 201 - 300 2.729
Bậc 5 Cho kWh từ 301 - 400 3.050
Bậc 6: Cho kWh từ 401 trở lên 3.151