Nhiệt điện Nhơn Trạch 3 và 4 chuẩn bị phát điện thương mại vào quý 4-2025 - Ảnh: NGỌC AN
Thông tin được ông Nguyễn Quốc Thập - chủ tịch Hiệp hội Dầu khí Việt Nam - đưa ra tại diễn đàn dầu khí và năng lượng thường niên 2025: Chuyển dịch năng lượng - tầm nhìn và hành động do Hội Dầu khí Việt Nam và Tập đoàn Công nghiệp - Năng lượng quốc gia Việt Nam (Petrovietnam) tổ chức ngày 28-7.
Huy động điện khí thấp do giá cao?
Theo ông Thập, lo ngại lớn nhất đặt ra cho các nhà máy điện khí là việc huy động tiêu thụ nguồn điện tại các nhà máy nhiệt điện khí LNG ở mức thấp. Dẫn chứng với Nhà máy điện khí Nhơn Trạch 1 hay dự án điện khí Lan Tây cho thấy mức độ huy động thấp hơn rất nhiều so với khả năng cung ứng.
Tương tự hai dự án quy mô tỉ USD như nhiệt điện khí Nhơn Trạch 3 và 4 đã hoàn thành, sẵn sàng phát điện nhưng việc huy động điện vẫn là "câu hỏi lớn". Theo ông Thập, nguyên nhân là do Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) là nhà mua tất cả các nguồn điện để bán cho khách hàng, huy động theo thứ tự ưu tiên giá thấp đến cao.
Điều này dẫn tới hệ quả là điện khí LNG có mức giá cao - không phải là nguồn điện được ưu tiên trong huy động hệ thống điện, nhất là khi năm nay nguồn thủy điện có giá thấp hơn do nguồn nước về dồi dào hơn nên được huy động nhiều hơn.
Cũng theo ông Thập, nghị định 100 của Chính phủ về cơ chế phát triển các dự án nhiệt điện khí, vừa được ban hành, đã đưa ra các cơ chế như chuyển ngang giá khí sang giá điện.
Ngoài ra chính sách bao tiêu sản lượng điện tối thiểu dài hạn không thấp hơn mức 65%, áp dụng trong 10 năm cũng được triển khai. Tuy vậy, trong thực tế vẫn chưa tháo gỡ được nhiều vướng mắc trong vận hành các nhà máy và thu hút đầu tư nhiệt điện khí.
Theo số liệu từ EVN, trong 7 tháng đầu năm 2025, tỉ lệ huy động điện khí chiếm tỉ lệ 6,6%, giảm so với tỉ lệ 8,2% của cùng kỳ năm trước. Trong khi đó, tỉ lệ huy động thủy điện chiếm 23,5%, tăng so với tỉ lệ 22,8% của cùng kỳ.
Ông Nguyễn Duy Giang - phó tổng giám đốc Tổng công ty Điện lực dầu khí Việt Nam (PV Power), chủ đầu tư hai nhà máy nhiệt điện khí Nhơn Trạch 3 và 4 với quy mô công suất lên tới 1.624 MW, dự kiến phát điện thương mại vào quý 4-2025 - khẳng định một trong những vướng mắc lớn nhất là cơ chế chuyển ngang giá khí vào giá điện.
Cần có cơ chế mua bán điện trực tiếp
Theo ông Giang, dù cơ chế chuyển ngang giá khí vào giá điện đã được cho phép thực hiện với dự án Nhơn Trạch 3 và 4, nhưng cơ cấu tỉ lệ bao tiêu sản lượng hằng năm bằng mức 65%, được các nhà đầu tư nước ngoài đánh giá là chưa phù hợp, dưới mức hòa vốn.
Vì vậy, cùng với cơ chế lựa chọn nhà đầu tư tương đối phức tạp, cơ chế bao tiêu sản lượng với tỉ lệ đang là hai rào cản lớn nhất thu hút nhà đầu tư vào lĩnh vực điện khí.
Ông Giang cho biết theo Tổng sơ đồ điện 8, LNG có khoảng 15 dự án và gần đây được bổ sung thêm các dự án Hải Phòng, tức nâng lên khoảng từ 16 - 18 dự án LNG, đóng vai trò rất là lớn trong việc phát triển năng lượng điện.
Dù vậy các nhà đầu tư vẫn mong muốn tỉ lệ này phải nâng lên từ 80 - 90% trong thời gian 15 - 20 năm. "Ngoài dự án Nhơn Trạch 3 và 4 đã triển khai rồi, còn lại các dự án khác vẫn đang ở mức độ đầu tư và tôi cho rằng để vận hành trước giai đoạn 2028 - 2030 là tương đối khó khăn", ông Giang đánh giá.
Trong khi đó theo ông Thập, để giải quyết bài toán bao tiêu sản lượng, cần nhìn nhận thị trường đầu ra của điện khí LNG không phải là thị trường bình dân, mà đó là các hộ tiêu thụ công nghiệp, hộ tiêu thụ lớn mong muốn có cam kết dài hạn.
Đây sẽ là những hộ sẽ đảm bảo được cam kết bao tiêu sản lượng điện, bao tiêu sản lượng khí nhập khẩu, thay vì quy định hiện nay là giao cho EVN và các bộ ngành.
Bởi thực tế có nhiều nhà đầu tư, các khu công nghiệp là khách hàng sử dụng điện mong muốn được cáo bạch đầy đủ thông tin đầu vào về năng lượng sử dụng trong sản xuất. Những khách hàng này cũng quan tâm đến khả năng cung cấp điện có dài hạn hay không, đảm bảo thường xuyên liên tục không.
Bởi với thực trạng đầu vào sử dụng điện hiện nay, nhà đầu tư không thể cáo bạch được đầy đủ thông tin sử dụng điện.
"Vì vậy, cần phải có cơ chế mua bán điện trực tiếp, bên phát điện đàm phán trực tiếp với bên mua điện, áp dụng với cả các dự án điện khí LNG và các nhà máy năng lượng tái tạo để đảm bảo bao tiêu sản lượng dài hạn, thu hút cho nhà đầu tư", ông Thập nói.
Nhu cầu lớn, chính sách chưa đủ hấp dẫn nhà đầu tư
Ông Nguyễn Đức Hiển - phó trưởng Ban Chính sách, chiến lược Trung ương - cho rằng với nhu cầu chuyển dịch năng lượng lên tới 135 tỉ USD, nguồn lực Nhà nước có hạn nên việc có cơ chế để thu hút tư nhân là yêu cầu đặt ra.
Do đó việc cải cách thị trường năng lượng, giá điện, cơ chế điều phối khi tách trung tâm điều độ điện cạnh tranh là một bước, nhưng cần hoàn thiện hơn để tách bạch phân cấp thị trường giữa bán buôn và bán lẻ để thúc đẩy sử dụng các nguồn điện hiệu quả.
Trong khi đó, theo ông Nguyễn Quốc Thập - chủ tịch Hiệp hội Dầu khí Việt Nam, các chính sách phát triển điện khí vẫn chưa đủ hấp dẫn nhà đầu tư, khi chưa có cơ sở bảo lãnh Chính phủ để bảo lãnh vay vốn các dự án của Nhà nước, chưa có cơ chế bảo lãnh chuyển đổi ngoại tệ. Việc quy hoạch còn thiếu và chưa đồng bộ, đặc biệt là quy hoạch chi tiết từ kho cảng, LNG, lưu trữ, nhà máy điện, lưới truyền tải, phân phối đến các cụm công nghiệp...
"Chưa hết cơ chế tiêu chí lựa chọn nhà đầu tư chưa thống nhất khi Quy hoạch điện 8 và Quy hoạch năng lượng quốc gia mới đưa ra một số địa chỉ mang tính nguyên tắc, trong khi doanh nghiệp khí mong muốn xây dựng và phát triển thành các cụm, chuỗi liên kết điện khí", ông Thập nói.
Đăng ký tại đây
Bình luận hay