Có 22.400 MW điện khí LNG được nêu trong Quy hoạch Điện VIII vào năm 2030, nhưng chi phí đầu tư và ổn định nguồn cung còn nhiều điểm chưa rõ ràng, đặt ra vấn đề tác động tới an ninh năng lượng không nhỏ.
Phát triển điện khí LNG sẽ khó khăn khi nguồn cung trông cả vào nhập khẩu. Trong ảnh: Kho chứa LNG Thị Vải của PV Gas
Khi nguồn cung trông cả vào nhập khẩu
Báo cáo Triển vọng LNG toàn cầu giai đoạn 2023-2027 của Viện Kinh tế năng lượng và Phân tích tài chính (IEEFA) mới đây nhắc tới việc, chiến sự Nga - Ukraine từ năm ngoái đã thúc đẩy khu vực châu Âu mua lượng LNG kỷ lục và đẩy giá lên mức cao nhất từ trước đến nay.
Trong khi đó, tại châu Á, LNG hiện là nguồn nhiên liệu đắt đỏ và không đáng tin cậy, làm cản trở nhu cầu trong tương lai.
“Các hợp đồng dài hạn được báo cáo là đã bán hết trên toàn cầu tới trước năm 2026. Điều này có nghĩa là khu vực Đông Nam Á - vốn nhạy cảm về giá mua LNG, có khả năng phải đối mặt với việc mua hàng với giá đắt trên thị trường giao ngay”, Báo cáo viết.
IEEFA cũng nhận xét, trong vài năm nữa, thị trường LNG toàn cầu sẽ chứng kiến sự bổ sung nguồn cung khiêm tốn, trong khi đó, nhu cầu về LNG cao sẽ khiến giá LNG toàn cầu ở mức cao trong vài năm tới.
Về câu chuyện LNG, trao đổi với phóng viên Báo Đầu tư, ông T.A., chuyên gia năng lượng cho hay, với tham vọng không phải chỉ đủ cho nhu cầu trong nước, mà còn trở thành một thị trường bù trừ cung cấp LNG, nên các công ty dầu khí nhà nước của Trung Quốc đang tích cực đàm phán hợp đồng cung cấp dài hạn, kể cả tham gia khai thác.
Nguồn LNG về Việt Nam hiện nay đã gần như sẵn sàng, nhưng để đưa được nguồn năng lượng mới này ra thị trường đang còn nhiều vướng mắc, trong đó việc hình thành các cơ chế chính sách đóng vai trò quyết định vì không có cơ chế thì không thể có đường hướng để triển khai các công việc tiếp theo.
“Nhu cầu LNG cho tham vọng này của Trung Quốc mới chỉ đạt 50% cho giai đoạn 2030 - 2050. Sức mua và thị trường lớn kèm theo chỉ số tín dụng cao của các công ty dầu khí Trung Quốc cho phép họ đàm phán được giá rẻ hơn rất nhiều so với công ty của các nước với thị trường tiêu thụ nhỏ”, vị chuyên gia này nói.
Vẫn theo Báo cáo của IEEFA, tại khu vực Đông Nam Á, các doanh nghiệp nhà nước phát triển các dự án LNG mới, có thể buộc phải chịu chi phí nhiên liệu cao hơn, khiến giá năng lượng cũng tăng theo và ảnh hưởng tới người tiêu dùng cuối cùng. Như vậy, nhập khẩu LNG cũng làm tăng áp lực lạm phát và ảnh hưởng tới sự ổn định của chính sách tài khóa.
Với các dự án điện khí LNG của tư nhân, thách thức cũng không hề nhỏ vì phải chịu rủi ro hơn về giá điện và giá nhiên liệu, khiến các nhà tài trợ tài chính cho dự án phải cân nhắc, nhất là khi Chính phủ hạn chế đưa ra bảo lãnh với các dự án dạng này.
Bên cạnh đó, do ảnh hưởng từ chiến sự Nga - Ukraine, châu Âu đã giảm lượng khí mua từ Nga qua đường ống, làm gia tăng nhu cầu về đội tàu LNG và các thiết bị kết nối đầu cuối của hệ thống kho cảng LNG cho tới năm 2025. Vì thế, các nước Đông Nam Á cũng gặp những thách thức trong phát triển kết cấu hạ tầng nhập khẩu LNG mới.
Để đối phó với các thách thức hiện hữu này và đảm bảo an ninh năng lượng, một số nền kinh tế chủ chốt tại Đông Nam Á đã xoay trục khỏi định hướng chiến lược về LNG. Thay vào đó, quan tâm tới các dạng năng lượng khác gồm than đá, khí đốt tự nhiên trong nước, nhiên liệu lỏng, năng lượng hạt nhân, năng lượng tái tạo.
Báo cáo cũng nhận xét, Việt Nam và Philippines có thể phải dựa vào thị trường LNG giao ngay đầy biến động trong vài năm tới.
Bẫy điện khí LNG
Hiện Quy hoạch Điện VIII có đặt mục tiêu 22.400 MW công suất các nhà máy sử dụng khí LNG được đưa vào vận hành từ nay cho đến năm 2030. Sau năm 2035, các nhà máy này sẽ được chuyển đổi nhiên liệu sang Hydrogen xanh được sản xuất từ các nhà máy điện gió và mặt trời.
Nhìn nhận chuỗi sản xuất này, ông T.A cho rằng, hiệu suất của cả chu kỳ từ điện tái tạo sang hydrogen và sang điện chỉ đạt khoảng 40%, chưa tính chi phí cho hạ tầng vận chuyển, lưu trữ và phân phối. Điều này cũng cho thấy, ở Việt Nam, việc truyền tải điện trực tiếp từ các nhà máy điện gió và điện mặt trời sẽ hiệu quả hơn.
Từ góc độ khác, một số mô hình tính toán tài chính cho các nhà máy điện LNG ở Việt Nam cũng đã cho kết quả, thậm chí trong điều kiện phát triển bình thường (business-as-usual-BAU) thuận lợi, gần như toàn bộ (98%) nhà máy điện khí trong kế hoạch phát triển của Quy hoạch Điện VIII sẽ không có khả năng thu hồi vốn đầu tư ban đầu.
“Điều này có nghĩa, để các dự án khả thi về đầu tư, thì giá điện của Việt Nam phải tăng đáng kể để trả tiền cho các hợp đồng mua điện (PPA) ít nhất phải bằng giá điện quy dẫn (LCOE) của nhà máy điện khí mới. Trong điều kiện là LCOE của các nhà máy điện năng lượng tái tạo đã rẻ hơn hoặc sẽ dưới giá của các nhà máy điện khí trong vài năm tới, thì PPA cho các nhà máy khí mới là yếu tố chính làm tăng giá bán lẻ điện”, ông T.A nhận xét.
Thực tế này cũng khiến một số chuyên gia cảnh báo, tỷ lệ các nhà máy điện khí LNG trong Quy hoạch Điện VIII sẽ có nguy cơ gây ra thiếu điện, tăng chi phí đầu tư do phải tính thêm cả hạ tầng cảng LNG, giá cả LNG biến động lớn, tăng giá bán lẻ điện và không đảm bảo độc lập về an ninh năng lượng quốc gia.
