Việc phát triển dự án điện khí trong giai đoạn hiện nay được đánh giá là không dễ.
Khí nội: Chờ khai thác
Trong Danh mục quốc gia các dự án kêu gọi đầu tư nước ngoài giai đoạn 2021-2025 tại Quyết định 1831/QĐ-TTg vừa mới ban hành có nhắc tới Dự án Hệ thống đường ống dẫn khí mỏ Báo Vàng về Quảng Trị, nhằm cung cấp khí cho Nhà máy nhiệt điện khí công suất 340 MW, do Gazprom EP International B.V (Liên bang Nga) làm chủ đầu tư tại Khu kinh tế Đông Nam, tỉnh Quảng Trị (đã được Thủ tướng Chính phủ đồng ý tại Văn bản số 717/TTg-CN ngày 13/6/2019).
Quy mô đầu tư của dự án đường ống này là 216 triệu USD và kêu gọi đầu tư theo hình thức liên doanh hoặc 100% vốn nước ngoài.
Đáng nói là, theo Bộ Công thương, mỏ khí Báo Vàng chưa được nhà thầu lập kế hoạch phát triển đại cương (ODP) và kế hoạch phát triển mỏ (FDP), do đó, chưa có các thông tin cụ thể về hệ thống thiết bị, đường ống dẫn khí, thời điểm mỏ bắt đầu khai thác.
Với thực tế này, Nhà máy nhiệt điện khí 340 MW trên bờ sẽ cần thêm lượng thời gian đáng kể nữa mới có thể đi tới những bước khả thi hơn trong việc sản xuất ra điện.
Ở hai nguồn khí trong nước khác là Lô B và Cá Voi Xanh, việc chờ mong khai thác được để dẫn vào bờ, phục vụ chủ yếu cho phát điện cũng chưa dễ hiện thực hóa trong đôi ba năm tiếp theo.
Đơn cử, chuỗi Dự án khí - điện Lô B - Ô Môn, những vướng mắc về thủ tục đầu tư tại Dự án Nhiệt điện Ô Môn II và Ô Môn III trong chuỗi khí - điện Lô B - Ô Môn đang khiến thời gian cập bờ của dòng khí này lại bị đẩy xa.
Theo mong muốn của các nhà đầu tư nước ngoài đang nắm cổ phần chi phối trong Dự án khai thác khí Lô B và Dự án đường ống khí Lô B - Ô Môn là Mitsui Oil Exploration Co., Ltd (MOECO), PTT Exploration và Công ty TNHH Production Public (PTTEP), nếu các vướng mắc của Dự án Nhiệt điện Ô Môn III được giải quyết dứt điểm trong tháng 10/2021, mới có thể ra Quyết định đầu tư cuối cùng (FID) vào quý I/2022 và tiếp đó là đón dòng khí đầu tiên vào cuối năm 2025.
Tuy nhiên, ở thời điểm đầu tháng 11/2021, chưa có tín hiệu mới nào cho các bế tắc đang diễn ra về thủ tục đầu tư ở Dự án Nhiệt điện Ô Môn II và Ô Môn III. Điều này cũng đồng nghĩa với việc chưa biết bao giờ sẽ có khoảng 4.000 MW điện khí của Trung tâm Điện lực Ô Môn được sản xuất và hòa lưới.
Tại chuỗi Dự án điện khí Cá Voi Xanh, tình trạng triển khai đầu tư được đánh giá là còn chưa được bằng chuỗi Dự án khí - điện Lô B - Ô Môn. Vì vậy, việc bổ sung khoảng 4.000 - 5.000 MW điện khí từ chuỗi Cá Voi Xanh cũng chưa thể xác định chính xác và luôn ở trong tình trạng thời gian được dịch chuyển.
Khí ngoại: Những cam kết còn bỏ ngỏ
Trong khi các dự án điện từ nguồn khí trong nước gặp nhiều khó khăn khi triển khai thủ tục đầu tư, thì sự có mặt của các dự án điện dùng khí LNG nhập khẩu lại có nhiều động thái mới.
Ngày 25/10, tỉnh Quảng Ninh đã thực hiện lễ khởi động và trao giấy chấp thuận đầu tư Dự án điện khí LNG Quảng Ninh cho Tổ hợp nhà đầu tư PV Power - Colavi - Tokyo Gas - Marubeni, có công suất 1.500 MW, với kinh phí đầu tư gần 48.000 tỷ đồng.
Dự án được kỳ vọng sẽ cung cấp cho hệ thống lưới điện quốc gia khoảng 9 tỷ kWh điện/năm và đóng góp cho ngân sách địa phương khoảng 57.700 tỷ đồng trong vòng 25 năm.
Trước đó, vào ngày 8/10, UBND tỉnh Quảng Trị và Ban quản lý Khu kinh tế tỉnh Quảng Trị đã trao quyết định chủ trương đầu tư, đồng thời chấp thuận nhà đầu tư Dự án Trung tâm điện khí LNG Hải Lăng - Giai đoạn I (1.500 MW) cho Tổ hợp các nhà đầu tư, bao gồm: Tập đoàn T&T Group, Công ty cổ phần Năng lượng Hanwha (HANWHA), Tổng công ty Điện lực Nam Hàn Quốc (KOSPO) và Tổng công ty Khí Hàn Quốc (KOGAS).
Tổng vốn đầu tư giai đoạn I, Dự án điện khí LNG Hải Lăng lên tới gần 54.000 tỷ đồng (hơn 2,3 tỷ USD).
Xa hơn, có Dự án Nhà máy điện LNG Long An I và II, tổng công suất dự kiến 3.000 MW, với tổng mức đầu tư 3,13 tỷ USD, do Công ty VinaCapital GS Energy Pte. Ltd làm chủ đầu tư, được trao quyết định chủ trương đầu tư và cấp giấy chứng nhận đăng ký đầu tư vào tháng 3/2021.
Dẫu vậy, nhìn vào Dự án LNG Bạc Liêu, công suất 3.200 MW với quy mô hơn 4 tỷ USD đã được trao quyết định chủ trương đầu tư từ tháng 1/2020 và đang vướng mắc chưa có lời giải trong quá trình đàm phán hợp đồng mua bán điện và các vấn đề với cơ quan quản lý nhà nước, có thể thấy, thời gian để hoàn thành thủ tục các dự án điện khí LNG không thể “nhanh như điện” như mong đợi của nhà đầu tư.
Ông Nguyễn Bình, chuyên gia tư vấn nhiều dự án năng lượng cho hay, theo quy định tại Thông tư 24/2019/TT-BCT và các văn bản liên quan thì các nhà máy điện đầu tư dạng nhà máy độc lập (IPP) như LNG Bạc Liêu đều phải tham gia thị trường điện, nên không có quy định bên mua điện phải bao tiêu sản lượng điện, trừ khi 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 điện trong hợp đồng cung cấp nhiên liệu sang hợp đồng mua bán điện.
Bởi vậy, chuyện Dự án LNG Bạc Liêu có trách nhiệm tự thỏa thuận thống nhất với bên mua điện là Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) về tỷ lệ điện năng thanh toán theo giá hợp đồng, hoặc sản lượng hợp đồng năm theo nhu cầu mua điện của EVN và khả năng phát điện của Nhà máy LNG Bạc Liêu là điều rõ ràng, nếu không có các văn bản hướng dẫn của cơ quan quản lý nhà nước.
Việc đàm phán mua bán điện ở thời điểm hiện nay, khi mà nguồn cung đang dư thừa lớn, trong khi nhu cầu tiêu thụ điện đang xuống thấp do ảnh hưởng của dịch bệnh là rất thách thức. Nếu chốt mua sản lượng đủ để nhà đầu tư và các bên cho vay yên tâm xuống tiền đầu tư, nhưng dăm ba năm nữa mới vận hành mà gặp cảnh tiêu thụ điện giảm mạnh như hiện nay, thì trách nhiệm của bên mua là EVN có thể không đơn thuần là “dự đoán chưa tốt”, mà có thể mang yếu tố “làm doanh nghiệp nhà nước thua lỗ và thất thoát tài sản”.
Nhưng nếu không cam kết mua sản lượng điện đủ lớn với thời gian dài, thì chắc chắn không bên cho vay nào mạo hiểm xuống tiền vì không nhìn thấy rõ khả năng trả được nợ. Bởi vậy, giấc mơ phủ sóng điện khí LNG nhập khẩu hiện nay còn rất gian truân.
Ông Nguyễn Bình, chuyên gia tư vấn dự án năng lượng
