Điện khí LNG muốn được tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp, kết nối với khách hàng ở các khu công nghiệp, nhà máy có nhu cầu sử dụng đủ lớn.
Quy hoạch điện VIII đưa ra mục tiêu chuyển đổi 18 GW điện than vào năm 2030 được thay thế bằng 14 GW điện khí LNG và 12 - 15 GW nguồn năng lượng tái tạo.
Theo đó, điện khí LNG (khí thiên nhiên hóa lỏng) sẽ đóng vai trò nguồn điện nền thay thế điện than, được xem là nguồn điện tương lai của Việt Nam.
Chưa có cơ chế bảo lãnh bảo đảm chuyển đổi ngoại tệ và nghĩa vụ thanh toán toán quốc tế về nhập khẩu LNG. Ảnh: PVN
TS Nguyễn Quốc Thập, Chủ tịch Hội Dầu khí Việt Nam, cho biết tổng quy mô công suất 23 dự án điện khí được đầu tư xây dựng, đưa vào vận hành đến năm 2030 là 30.424 MW.
Trong đó, nhà máy điện khí sử dụng khí khai thác trong nước là 7.900 MW (10 dự án); nhà máy điện khí sử dụng LNG đạt khoảng 22.400 MW (13 dự án).
Đến tháng 6-2024, Nhà máy nhiệt điện Ô Môn I có công suất 660 MW đang sử dụng nhiên liệu dầu đã được đưa vào vận hành và sau đó sẽ sử dụng khí Lô B; Dự án Nhà máy nhiệt điện Nhơn Trạch 3 và 4, công suất 1.624 MW, tiến độ đạt 85% sử dụng LNG từ Kho cảng LNG Thị Vải đang được xây dựng.
Ngoài ra, còn có 18 dự án đang trong quá đầu tư xây dựng, trong đó có 9 dự án sử dụng khí khai thác trong nước và 3 dự án đang lựa chọn nhà đầu tư với tổng công suất 4.500 MW.
Tuy nhiên, Chủ tịch Hội Dầu khí Việt Nam cho biết điện khí LNG đang đối mặt nhiều khó khăn. Thị trường tiêu thụ tăng trưởng chậm so với mục tiêu trong Quy hoạch Điện VIII.
Trong khi đó, khung pháp lý để hoàn thành, đẩy nhanh tiến độ đàm phán và ký kết thỏa thuận về pháp lý - kinh tế - thương mại giữa các chủ thể trong chuỗi dự án liên quan đến khí LNG vẫn chưa hoàn thiện.
TS Thập cũng cho rằng Việt Nam hiện cũng chưa có quy định bên mua điện thực hiện bao tiêu sản lượng điện đối với điện khí LNG và cơ chế chuyển ngang giá khí sang giá điện của các nhà máy điện khí LNG.
Trong khi đó, Luật Giá hiện hành chưa quy định cước phí nhập khẩu, tồn trữ, tái hóa LNG thuộc danh mục hàng hóa do Nhà nước định giá, nên cước phí này sẽ được các bên liên quan đàm phán và thống nhất, dẫn đến gặp khó khăn trong quá trình đàm phán, ký kết hợp đồng mua bán khí LNG và điện tương ứng.
Để tháo gỡ khó khăn, TS Nguyễn Quốc Thập nhấn mạnh cần nghiên cứu phát triển thị trường điện theo sát với mục tiêu Quy hoạch Điện VIII cần xây dựng tập trung và đồng bộ cụm kho cảng LNG, nhà máy điện và các khu công nghiệp/nhà máy có nhu cầu sử dụng điện đủ lớn.
Cùng với đó, Hội Dầu khí Việt Nam đề xuất điện khí LNG cần được hấp thụ hay tiêu thụ bởi các khu công nghiệp hay các nhà máy chế biến và nói rộng hơn là nền kinh tế.
Giá điện khí LNG đề xuất tính toán theo cơ chế thị trường, do chi phí nhập khẩu LNG chiếm phần lớn trong giá thành sản xuất điện.
Vì vậy, "điện khí LNG cần cam kết dài hạn về hợp đồng mua bán điện với khách hàng tiêu thụ và mở rộng đối tượng được mua bán điện trực tiếp" - ông Thập kiến nghị.
Ngày 3-7 vừa qua, Chính phủ đã ban hành Nghị định số 80 về cơ chế mua bán điện trực tiếp giữa đơn vị phát điện năng lượng tái tạo với khách hàng sử dụng điện lớn.
Trong đó, các loại hình năng lượng tái tạo được tham gia cơ chế này gồm điện mặt trời, gió, thủy điện nhỏ, sinh khối, địa nhiệt, sóng biển, thủy triều, hải lưu và hệ thống điện mặt trời mái nhà. Như vậy, cơ chế này chưa có nguồn điện khí LNG.