Hiện thực hóa điện khí LNG theo Quy hoạch điện VIII: Cần chuỗi cam kết dài hạn và thị trường cạnh tranh

Tại Diễn đàn, TS Nguyễn Quốc Thập đã thẳng thắn chỉ ra những vướng mắc khiến nhiều dự án điện khí LNG triển khai chậm và đưa ra loạt giải pháp mang tính hệ thống để tháo gỡ các nút thắt hiện nay.

TS Nguyễn Quốc Thập (thứ 2 từ phải qua) tham gia điều hành Diễn đàn

TS Nguyễn Quốc Thập cho biết, mặc dù điện khí LNG được đánh giá là lựa chọn chiến lược cho quá trình chuyển dịch năng lượng, có tính linh hoạt cao, thân thiện môi trường và có thể bổ sung cho năng lượng tái tạo, song tiến độ triển khai các dự án vẫn chậm hơn kỳ vọng.

Hiện tại, một số nhà máy đã hoàn thành xây dựng như Nhơn Trạch 3 và Nhơn Trạch 4 (công suất tổng cộng 1.624 MW), nhưng chưa được huy động sản lượng. Dự án Nhà máy điện khí LNG Hiệp Phước 1 (1.200 MW) dự kiến vận hành năm 2026 vẫn chưa hoàn tất đàm phán hợp đồng mua bán điện (PPA).

Trong tổng số 18 dự án đang trong quá trình đầu tư, có: 09 dự án sử dụng khí khai thác trong nước (7.240 MW), 09 dự án sử dụng LNG nhập khẩu (16.400 MW), ngoài ra còn 03 dự án đang trong quá trình lựa chọn nhà đầu tư (4.500 MW).

Dự án Nhà máy điện Nhơn Trạch 3 và Nhơn Trạch 4

Lý giải nguyên nhân, TS Nguyễn Quốc Thập nhấn mạnh hàng loạt rào cản về cơ chế, chính sách và pháp lý: từ đàm phán PPA không rõ ràng, thiếu cơ chế bảo lãnh tín dụng và chuyển đổi ngoại tệ, quy hoạch hệ thống hạ tầng LNG thiếu đồng bộ, đến việc chưa có hợp đồng mẫu chuẩn cho điện khí LNG theo mô hình BOT/IPP.

Cũng theo TS Nguyễn Quốc Thập, một vấn đề nổi bật là sự thiếu liên kết giữa quy hoạch nguồn và lưới truyền tải, đặc biệt khi các quyết định đầu tư dự án kho cảng, nhà máy điện LNG đều phụ thuộc vào tiến độ đấu nối lưới điện nhưng chưa có cam kết rõ ràng.

Thị trường tiêu thụ điện khí LNG cũng tăng trưởng chậm hơn so với mục tiêu của Quy hoạch điện VIII điều chỉnh. Nhiều nhà máy được phê duyệt nhưng chưa có kho cảng phù hợp, hoặc hệ thống đường ống kết nối. Trong khi đó, bài toán tài chính, thu xếp vốn tiếp tục là rào cản lớn do thiếu các cam kết tiêu thụ điện dài hạn.

TS Nguyễn Quốc Thập: “Muốn có giá LNG tốt thì phải có cam kết mua bán dài hạn. Muốn có cam kết dài hạn từ nhà máy điện, thì phải có cam kết từ khách hàng tiêu thụ điện. Cả chuỗi này phải được hình thành đồng bộ”.

8 giải pháp trọng tâm để thúc đẩy điện khí LNG

Trước thực trạng trên, TS Nguyễn Quốc Thập đề xuất 8 nhóm giải pháp cụ thể nhằm tháo gỡ điểm nghẽn, mở đường cho phát triển điện khí LNG bền vững và đúng tiến độ, bao gồm:Thứ nhất, mở rộng thị trường tiêu thụ điện khí LNG: Xây dựng các khu công nghiệp quy mô lớn gắn với tiêu thụ điện khí LNG. Đây chính là “đầu ra” để tạo cam kết tiêu thụ điện (Qc), giúp việc ký PPA trở nên khả thi hơn. Ngoài ra, cần mở rộng cơ chế bán điện trực tiếp giữa nhà máy điện LNG và các hộ tiêu thụ, doanh nghiệp sử dụng năng lượng sạch.Giải pháp này xuất phát từ thực tế hiện nhiều doanh nghiệp, đặc biệt là các khu công nghiệp có nhu cầu cáo bạch về năng lượng sạch, cần mở rộng cơ chế bán điện trực tiếp cho nhà máy điện khí LNG với các doanh nghiệp đó. Lúc này thị trường sẽ trực tiếp quyết định giá điện khí LNG. Thêm vào đó, cần có thêm các chính sách kích cầu về điện, kích thích sản xuất và kích thích tiêu dùng song song với khuyến khích tiết kiệm điện.

Thứ hai, ban hành Luật Năng lượng tích hợp: Cần xây dựng một Luật Năng lượng Quốc gia tích hợp, đồng bộ giữa các luật có liên quan như Luật Điện lực, Luật Khoáng sản, Luật Bảo vệ môi trường… để đảm bảo thống nhất trong quy hoạch, đầu tư và vận hành chuỗi năng lượng.

Thứ ba, chấp nhận thị trường điện khí LNG vận hành theo cơ chế cạnh tranh: Nhà nước nên đóng vai trò giám sát, hậu kiểm; cho phép doanh nghiệp đàm phán giá bán điện với EVN hoặc khách hàng tiêu thụ; đồng thời bổ sung các quy định về thuế và phí phát thải CO₂.

Thứ tư, tích hợp quy hoạch đồng bộ: Cần quy hoạch liên thông các khu công nghiệp, nhà máy điện, hệ thống truyền tải và phụ tải lớn để tạo thành chuỗi giá trị bền vững và hấp dẫn các nhà đầu tư.

Thứ năm, cải cách thủ tục lựa chọn nhà đầu tư: Thủ tục lựa chọn nhà đầu tư cho các dự án IPP, BOT hiện còn phức tạp và kéo dài. Cần có cơ chế “một cửa” và đơn giản hóa thủ tục mạnh mẽ hơn.

Thứ sáu, cơ chế đặc thù cho dự án trọng điểm: Cho phép áp dụng cơ chế bảo lãnh nhà nước hoặc ưu đãi đặc biệt với các dự án quy mô lớn, đóng vai trò then chốt trong hệ thống điện quốc gia.

Thứ bảy, phát triển thị trường điện cạnh tranh: Thiết lập lộ trình cụ thể để vận hành thị trường điện cạnh tranh công bằng, trong đó không chỉ các khách hàng lớn mà cả hộ dân cư cũng được tiếp cận điện giá hợp lý.

Thứ 8, ban hành cơ chế giá điện linh hoạt và cho phép hợp đồng trực tiếp: Xây dựng khung giá điện phản ánh tín hiệu thị trường, đồng thời cho phép các nhà máy điện LNG ký hợp đồng mua bán điện trực tiếp (DPPA) với khách hàng công nghiệp.

TS Nguyễn Quốc Thập dẫn giải: “Muốn có giá LNG tốt thì phải có cam kết mua bán dài hạn. Muốn có cam kết dài hạn từ nhà máy điện, thì phải có cam kết từ khách hàng tiêu thụ điện. Cả chuỗi này phải được hình thành đồng bộ”.

TS Nguyễn Quốc Thập cho biết thêm, nhiều quốc gia đã thành công với mô hình LNG đều có chiến lược rõ ràng về bảo đảm đầu ra và đầu vào. Ở đó, nhà đầu tư hạ nguồn (khách hàng tiêu thụ) đóng vai trò rất quan trọng trong việc bảo đảm tính khả thi của chuỗi dự án LNG.

“Điện khí LNG là ‘mắt xích’ quan trọng trong hành trình chuyển dịch năng lượng sạch tại Việt Nam. Tuy nhiên, cần một hệ sinh thái chính sách đồng bộ, thị trường năng động và những cam kết dài hạn có tính ràng buộc từ tất cả các bên trong chuỗi giá trị, chính là những điều kiện cần và đủ để hiện thực hóa thành công các dự án điện khí LNG theo Quy hoạch điện VIII điều chỉnh và Chiến lược năng lượng quốc gia”, TS Nguyễn Quốc Thập khẳng định.

Huy Tùng