Điện khí LNG được xác định là một trong những nguồn điện quan trọng trong cơ cấu năng lượng quốc gia, vừa góp phần bảo đảm nguồn điện nền linh hoạt, vừa hỗ trợ tích hợp ngày càng nhiều nguồn năng lượng tái tạo vào hệ thống. Quy hoạch điện VIII điều chỉnh đặt mục tiêu phát triển hơn 36.000 MW điện khí LNG nhập khẩu đến năm 2035, qua đó từng bước thay thế điện than và đáp ứng nhu cầu điện ngày càng tăng trong bối cảnh Việt Nam hướng tới mục tiêu tăng trưởng kinh tế cao. Tuy nhiên, giữa mục tiêu quy hoạch và khả năng triển khai thực tế vẫn tồn tại khoảng cách đáng kể.

Theo Tiến sĩ Nguyễn Hùng Dũng, Phó Chủ tịch Hội Dầu khí Việt Nam, Việt Nam đã xây dựng quy hoạch điện có quy mô thuộc nhóm lớn nhất Đông Nam Á, song quá trình hiện thực hóa các dự án vẫn gặp nhiều trở ngại. Trong số các dự án điện khí LNG được xác định trong Quy hoạch điện VIII điều chỉnh, đến nay mới có dự án Điện khí LNG Nhơn Trạch 3 và 4 đi vào phát điện. Trong khi đó, nhiều dự án khác như Sơn Mỹ, Long An, Bạc Liêu, Hải Phòng, Quảng Ninh, Cà Ná... vẫn đang trong quá trình chuẩn bị đầu tư. Các dự án gặp khó khăn ở nhiều khâu, từ cơ chế đầu tư, đàm phán hợp đồng mua bán điện (PPA), thu xếp vốn đến xây dựng kho cảng và hạ tầng tiếp nhận LNG.

Một trong những nguyên nhân quan trọng là thị trường điện cạnh tranh tại Việt Nam mới phát triển ở một số cấp độ, trong khi thị trường LNG gần như chưa hình thành đầy đủ. Điều này khiến tín hiệu giá trên thị trường chưa phản ánh đầy đủ quan hệ cung - cầu, trong khi cơ chế điều chỉnh giá còn hạn chế, gây khó khăn cho nhà đầu tư khi xây dựng phương án tài chính dài hạn.

Theo Phó Giáo sư, Tiến sĩ Ngô Trí Long, LNG là loại nhiên liệu có giá biến động mạnh, chịu tác động đồng thời của cung - cầu toàn cầu, chính sách năng lượng, biến đổi khí hậu và những diễn biến địa chính trị. Trong bối cảnh đó, cơ chế giá điện đối với các dự án sử dụng LNG cần được thiết kế theo hướng thị trường và có khả năng điều chỉnh linh hoạt theo biến động của giá nhiên liệu.

Đây là vấn đề đặc biệt quan trọng bởi các dự án điện khí LNG có suất đầu tư lớn, thời gian thu hồi vốn dài và phụ thuộc đáng kể vào giá nhiên liệu nhập khẩu. Theo chuyên gia, hợp đồng mua bán điện đối với các dự án LNG cần có thời hạn đủ dài, đồng thời quy định rõ sản lượng điện cam kết (Qc), nghĩa vụ thanh toán và các cơ chế xử lý rủi ro. Đây là cơ sở để nhà đầu tư có thể dự báo dòng tiền, thu xếp nguồn vốn và bảo đảm khả năng cung ứng điện ổn định trong dài hạn.

Nếu những yếu tố này chưa được xác định rõ, rủi ro tài chính của dự án sẽ tăng lên, khiến quá trình ra quyết định đầu tư cuối cùng trở nên khó khăn. Tiến sĩ Nguyễn Quốc Thập, Chủ tịch Hội Dầu khí Việt Nam, cho rằng điểm nghẽn lớn hiện nay của các dự án điện khí LNG chính là cơ chế phân bổ và chia sẻ rủi ro chưa đủ rõ ràng. Đây là một trong những nguyên nhân khiến nhiều dự án chưa thể đạt quyết định đầu tư cuối cùng (FID). Vấn đề đặt ra là cần thiết kế một cơ chế mà trong đó rủi ro được phân bổ hợp lý giữa các chủ thể, thay vì dồn phần lớn rủi ro về phía nhà đầu tư.

Để tháo gỡ khó khăn, Tiến sĩ Nguyễn Quốc Thập đề xuất xây dựng cơ chế giá điện LNG theo nguyên tắc thị trường, đồng thời chấp nhận cơ chế mua bán điện trực tiếp (DPPA) giữa bên mua và bên bán. Theo hướng này, Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) vẫn là một trong những bên mua điện, nhưng không nhất thiết phải là người mua duy nhất. Việc mở rộng các hình thức giao dịch điện có thể tạo thêm dư địa cho thị trường, đồng thời đa dạng hóa phương thức tiêu thụ điện từ các dự án LNG.

Cùng với đó, quá trình sửa đổi Luật Điện lực cần quy định rõ nguyên tắc xác định giá điện trong PPA. Giá điện cần bảo đảm khả năng thu hồi các chi phí đầu tư, tài chính, vận hành, nhiên liệu và các chi phí hợp lý khác, đồng thời tạo mức lợi nhuận hợp lý cho nhà đầu tư.

Mức lợi nhuận này cần được xem xét trên cơ sở mức độ rủi ro của dự án, cơ cấu vốn, thời gian đầu tư, chi phí vốn và đặc thù của từng loại hình nguồn điện. Đối với một số nhà máy điện LNG có vai trò quan trọng trong hệ thống, Tiến sĩ Nguyễn Quốc Thập cho rằng cần nghiên cứu đưa vào danh mục các nhà máy điện đa mục tiêu, được vận hành với vai trò nguồn nền ổn định và có cơ chế bảo đảm huy động phù hợp.

Theo Tiến sĩ Nguyễn Quốc Thập, Luật Điện lực sửa đổi cần bổ sung cơ chế cho phép các nhà máy điện khí LNG sử dụng linh hoạt nguồn LNG từ các kho cảng LNG trung tâm. Đồng thời, cần tối ưu việc sử dụng các nhà máy điện và cơ sở hạ tầng hiện hữu đang sử dụng khí thiên nhiên trong nước, LNG nhập khẩu hoặc các loại nhiên liệu phù hợp khác. Cách tiếp cận này không chỉ giúp nâng cao hiệu suất sử dụng hạ tầng mà còn tăng khả năng điều phối nguồn nhiên liệu trong những thời điểm thị trường biến động.

Theo ông Đoàn Ngọc Dương, Phó Viện trưởng Viện Năng lượng (Bộ Công Thương), Quy hoạch điện quốc gia được xây dựng trên cơ sở tính toán tối ưu tổng thể trong chu kỳ dài, khoảng 20-30 năm. Tuy nhiên, đối với doanh nghiệp, một dự án điện cụ thể phải được đánh giá trên bài toán hiệu quả tài chính, dòng tiền, khả năng thu hồi vốn và mức độ rủi ro trong suốt vòng đời dự án. Do đó, giữa mục tiêu tối ưu hóa hệ thống điện trong dài hạn và yêu cầu hiệu quả tài chính của từng dự án cần có một cơ chế dung hòa hợp lý.

Nếu quy hoạch xác định LNG là một trong những nguồn điện quan trọng nhưng các điều kiện để nhà đầu tư có thể triển khai dự án chưa được bảo đảm, khoảng cách giữa quy hoạch và thực tế sẽ tiếp tục tồn tại. Việc hoàn thiện hành lang pháp lý vì vậy không chỉ nhằm tháo gỡ khó khăn cho một nhóm dự án cụ thể mà còn có ý nghĩa quyết định đối với khả năng thực hiện các mục tiêu của Quy hoạch điện VIII điều chỉnh.

Bên cạnh cơ chế chính sách, cách thức phát triển hạ tầng LNG cũng cần được thay đổi. Các chuyên gia cho rằng Việt Nam cần từng bước chuyển từ tư duy đầu tư theo mô hình “một nhà máy điện - một kho cảng” sang phát triển các trung tâm hạ tầng LNG tập trung (LNG Hub).

Mô hình LNG Hub cho phép tập trung hóa một số hạng mục hạ tầng quan trọng, tạo điều kiện cho nhiều nhà máy cùng khai thác hệ thống tiếp nhận, lưu trữ và phân phối LNG. Cách tiếp cận này có thể giúp giảm suất đầu tư, tối ưu chi phí dự trữ, nâng cao hiệu quả khai thác hạ tầng và tăng tính linh hoạt trong điều phối nguồn cung nhiên liệu.

Quan trọng hơn, việc hình thành các trung tâm LNG tập trung có thể tạo nền tảng cho một thị trường LNG phát triển đồng bộ hơn, thay vì hình thành những dự án riêng lẻ với hạ tầng và phương án cung ứng nhiên liệu độc lập. Trong bối cảnh nhu cầu điện tiếp tục tăng nhanh, điện khí LNG được kỳ vọng đóng vai trò cầu nối trong quá trình chuyển dịch cơ cấu nguồn điện, hỗ trợ hệ thống vận hành linh hoạt khi tỷ trọng năng lượng tái tạo ngày càng cao.

Tuy nhiên, để hơn 36.000 MW công suất điện khí LNG theo Quy hoạch điện VIII điều chỉnh không chỉ nằm trên giấy, Việt Nam cần một hệ thống cơ chế đủ rõ để nhà đầu tư có thể tính toán được hiệu quả, đủ linh hoạt để ứng phó với biến động thị trường và đủ minh bạch để các bên có thể chia sẻ rủi ro.

Gỡ được bài toán cơ chế, giá điện, PPA và hạ tầng LNG sẽ là điều kiện then chốt để thu hẹp khoảng cách giữa quy hoạch và triển khai, biến điện khí LNG từ một mục tiêu trong quy hoạch thành nguồn lực thực tế cho bảo đảm an ninh năng lượng và tăng trưởng kinh tế.