Tin mới 
Phát triển hạ tầng LNG tại Việt Nam đang đối mặt với nhiều khó khăn khi tiến độ đầu tư các nhà máy điện khí còn chậm, mô hình đầu tư còn phân tán và cơ chế chính sách vẫn đang tiếp tục hoàn thiện. Theo PV GAS, cần sớm nghiên cứu mô hình kho LNG trung tâm, hệ thống đường ống kết nối và cơ chế dùng chung giá khí, cước phí để thúc đẩy đầu tư.
Tại Hội thảo “Phát triển hạ tầng LNG tại Việt Nam: Kinh nghiệm quốc tế và hàm ý chính sách” diễn ra ngày 5/11 tại Hà Nội, ông Huỳnh Quang Hải, Phó Tổng giám đốc Tổng công ty Khí Việt Nam (PV GAS), đã chia sẻ về thực trạng đầu tư, nhu cầu phát triển và những điểm nghẽn trong xây dựng hạ tầng LNG phục vụ các nhà máy điện khí.
Ba điểm nghẽn trọng tâm
Theo ông Huỳnh Quang Hải, Quy hoạch điện VIII điều chỉnh đặt ra nhu cầu phát triển khoảng 22.000 MW điện khí LNG từ nay đến năm 2030. Tuy nhiên, thực tế hiện nay mới có Nhà máy điện Nhơn Trạch 3 và 4, với tổng công suất khoảng 1.500 MW, đã đi vào vận hành. Các nhà máy điện còn lại vẫn trong quá trình chuẩn bị đầu tư.
Từ các thỏa thuận đang được PV GAS làm việc với đối tác, tổng công suất các dự án có khả năng triển khai đến năm 2030 ước đạt khoảng 5.000 - 6.000 MW. Khoảng cách giữa mục tiêu quy hoạch và tiến độ thực tế cho thấy việc đầu tư hạ tầng LNG đang chậm, khó đáp ứng kế hoạch đề ra. Đánh giá về nguyên nhân, đại diện PV GAS cho rằng, điểm nghẽn xuất phát từ việc chưa có nhà đầu tư hoặc các nhà đầu tư đã được giao dự án nhưng chưa triển khai xây dựng nhà máy điện, khiến tiến độ phát triển hạ tầng LNG bị ảnh hưởng.
Đến nay, kho LNG Thị Vải của PV GAS là công trình đã được đầu tư và sẵn sàng vận hành thương mại từ năm 2023. Tuy nhiên, doanh nghiệp phải chấp nhận rủi ro kho chưa vận hành trong khoảng 2 năm, chờ đến khi Nhà máy điện Nhơn Trạch 3 và 4 đi vào hoạt động mới có thể khai thác thương mại. Gần đây, kho LNG Cái Mép của Công ty TNHH Hải Linh cũng đã sẵn sàng vận hành, song đến nay hầu như chưa thể cấp khí cho các hộ tiêu thụ điện.
Ông Huỳnh Quang Hải, Phó Tổng giám đốc Tổng công ty Khí Việt Nam (PV GAS).
Từ thực tế triển khai, ông Huỳnh Quang Hải chỉ ra ba nhóm điểm nghẽn chính trong phát triển hạ tầng LNG.
Thứ nhất là mô hình đầu tư còn phân tán, mỗi nhà máy điện gắn với một kho LNG riêng. Cách làm này khiến các dự án khó tận dụng lợi thế quy mô nguồn cung, đồng thời làm gia tăng rủi ro kỹ thuật. Trường hợp kho LNG hoặc nhà máy điện gặp sự cố, nhà máy điện có thể không đủ thời gian hạ tải, ảnh hưởng đến an ninh kỹ thuật của toàn hệ thống.
Thứ hai là hạn chế trong khả năng tiếp cận các nguồn cung LNG quy mô lớn. Với mô hình mỗi kho phục vụ riêng một nhà máy điện, doanh nghiệp khó thu xếp các hợp đồng mua LNG với khối lượng lớn. Ông Huỳnh Quang Hải cho biết, PV GAS đang nỗ lực tìm kiếm và thu xếp các nguồn cung dài hạn, nhưng quy mô kho nhỏ khiến doanh nghiệp gặp khó khăn trong việc đăng ký các suất tiếp nhận LNG lớn ngay từ giai đoạn xây dựng nhà máy. Do đó, doanh nghiệp phải tham gia đấu thầu, mua LNG trên thị trường thay vì chủ động thu xếp nguồn cung với khối lượng lớn từ sớm. Điều này khiến khả năng đạt được mức giá tốt bị hạn chế so với phương án mua hàng quy mô lớn, có kế hoạch dài hạn.
Thứ ba là điểm nghẽn về cơ chế, chính sách và sự đồng bộ tiến độ giữa các dự án. Thực tế thời gian qua cho thấy, sự chậm trễ trong phát triển chuỗi LNG chủ yếu xuất phát từ việc các nhà đầu tư nhà máy điện chưa triển khai xây dựng đúng tiến độ, chứ không phải do vướng mắc trong đầu tư hạ tầng kho cảng.
Đề xuất phát triển kho LNG trung tâm từ Bắc vào Nam
Từ thực tế đầu tư, PV GAS đề xuất nghiên cứu mô hình kho LNG trung tâm (LNG HUB) kết hợp hệ thống đường ống kết nối, cho phép nhiều nhà máy điện cùng sử dụng hạ tầng và tăng quy mô nhập khẩu LNG. Ông Huỳnh Quang Hải cho biết, PV GAS hiện đang kết nối kho LNG Thị Vải với kho LNG Cái Mép của Công ty TNHH Hải Linh để nghiên cứu sử dụng chung hạ tầng. Việc đấu nối hai kho Thị Vải và Cái Mép có thể nâng tổng công suất sức chứa lên 2,5 triệu tấn. PV GAS cũng có kế hoạch tiếp tục nâng cấp kho Thị Vải từ 1 triệu tấn lên 3 triệu tấn.
PV GAS đề xuất nghiên cứu mô hình kho LNG trung tâm (LNG HUB).
Theo tính toán của doanh nghiệp, với một số cải hoán nhỏ, sức chứa LNG tại khu vực này có thể nâng lên 5 - 7 triệu tấn, đáp ứng khả năng cấp khoảng 11 tỷ m³ khí cho khu vực Đông Nam Bộ. Trong khi đó, một số nhà máy điện nằm trong quy hoạch tại khu vực như Long Sơn, Hiệp Phước 1 và Hiệp Phước 2 vẫn triển khai chậm. Đây là cơ sở để nhận định điểm nghẽn chủ yếu hiện nay nằm ở tiến độ đầu tư nhà máy điện, không phải năng lực phát triển hạ tầng kho cảng.
Để giải quyết bài toán cung cấp LNG cho nhiều nhà máy điện với các chủ sở hữu khác nhau, PV GAS đề xuất áp dụng ba cơ chế.
Cơ chế thứ nhất là hòa chung giá LNG, áp dụng một mức giá chung cho tất cả nhà máy điện sử dụng LNG từ một kho trung tâm.
Cơ chế thứ hai là kết hợp nguồn khí nội địa với LNG. Trong quá trình xây dựng các kho trung tâm và đường ống trục Bắc - Nam, có thể kết nối, phát triển thêm các mỏ khí nội địa dọc tuyến ống. Một số mỏ khí ở miền Bắc và miền Trung có trữ lượng nhỏ, thời gian khai thác khoảng 5 - 7 năm, không đủ đáp ứng chu kỳ 25 - 30 năm của một nhà máy điện nhưng lại quá lớn đối với hộ công nghiệp. Việc đưa các nguồn khí này vào hệ thống đường ống trục, sau đó trộn với LNG, có thể phát triển được toàn hệ thống hạ tầng để cấp khí cho các nhà máy điện.
Nhấn mạnh tính cấp thiết của việc tháo gỡ vướng mắc, ông Huỳnh Quang Hải cho rằng, mục tiêu bảo đảm hạ tầng LNG cho các dự án điện khí đến năm 2030 theo Quy hoạch điện VIII là thách thức lớn, nguy cơ chậm tiến độ còn cao. Vì vậy, việc sớm ban hành các cơ chế, chính sách đặc thù là cần thiết.
“Với định hướng của Nghị quyết số 70-NQ/TW, Quy hoạch điện VIII điều chỉnh, cùng sự phối hợp chặt chẽ giữa các cơ quan quản lý, doanh nghiệp và các đối tác quốc tế, trong đó có Hoa Kỳ, PV GAS tin tưởng các điểm nghẽn hiện nay sẽ từng bước được tháo gỡ”, ông Huỳnh Quang Hải nhấn mạnh.
