Báo cáo của Bộ Công Thương cho biết, trong danh mục dự án trọng điểm có 18 dự án nhiệt điện LNG và một dự án nhiệt điện than, không tính các nhà máy điện hạt nhân. Đến nay, 16 dự án LNG đã lựa chọn được chủ đầu tư; hai dự án đang trong giai đoạn lựa chọn nhà đầu tư là LNG Nghi Sơn và LNG Long Sơn.
Có nhà đầu tư nhưng chưa thể xuống tiền
Dù vậy, có chủ đầu tư mới chỉ là bước khởi đầu, hầu hết dự án LNG hiện vẫn trong giai đoạn chuẩn bị đầu tư, chưa khởi công xây dựng. Các nhà đầu tư phải đồng thời giải quyết hàng loạt công việc như hoàn thiện hồ sơ pháp lý, giải phóng mặt bằng, thu xếp vốn, đàm phán hợp đồng mua bán điện và chuẩn bị hạ tầng nhập khẩu nhiên liệu.
Theo Quy hoạch điện VIII điều chỉnh, giai đoạn 2025-2035, cả nước dự kiến xây dựng và đưa vào vận hành 22 dự án nhiệt điện LNG. Riêng đến năm 2030, có 15 dự án dự kiến vận hành thương mại, với tổng công suất 22.524 MW, chiếm khoảng 9,5-12,3% tổng công suất nguồn điện phục vụ nhu cầu trong nước.
Đến nay, mới chỉ có Nhà máy điện Nhơn Trạch 3 và Nhơn Trạch 4 được vận hành thương mại. Thời gian thực hiện tính từ số dự án còn lại trên quy hoạch đến những nhà máy thực sự phát điện vì thế vẫn rất lớn.
 |
| Đến nay, mới chỉ có Nhà máy điện khí LNG Nhơn Trạch 3 và Nhơn Trạch 4 được đưa vào vận hành thương mại. |
Bộ Công Thương cảnh báo, nếu không có giải pháp quyết liệt, nhiều dự án có nguy cơ không đáp ứng tiến độ theo Quy hoạch điện VIII điều chỉnh, qua đó ảnh hưởng đến mục tiêu bảo đảm an ninh năng lượng trong những năm 2028-2030.
Khác với nhiều dự án nguồn điện thông thường, một trung tâm điện khí LNG là chuỗi hạ tầng liên hoàn gồm cảng tiếp nhận, kho chứa, hệ thống tái hóa khí, đường ống, nhà máy điện và lưới truyền tải. Chỉ một mắt xích chậm tiến độ, toàn bộ chuỗi dự án có thể phải nằm chờ.
Trong khi đó, giá LNG nhập khẩu chịu tác động trực tiếp từ thị trường thế giới, chi phí vận chuyển, tỷ giá và biến động địa chính trị. Tổng vốn đầu tư mỗi dự án thường lên tới hàng tỷ USD, thời gian hoàn vốn kéo dài, khiến các tổ chức tín dụng chỉ giải ngân khi dòng tiền và cơ chế phân chia rủi ro được xác định đủ rõ.
Gỡ nút thắt nhưng không đẩy rủi ro vào giá điện
Điểm nghẽn lớn nhất hiện nay là hợp đồng mua bán điện (PPA). Để vay vốn, nhà đầu tư cần biết nhà máy sẽ được huy động bao nhiêu điện, giá bán được xác định thế nào và rủi ro khi giá LNG, tỷ giá biến động sẽ được xử lý ra sao.
Theo cơ chế hiện hành, sản lượng điện hợp đồng tối thiểu dài hạn đối với dự án sử dụng LNG nhập khẩu không thấp hơn 65% sản lượng điện phát bình quân nhiều năm, áp dụng trong thời hạn trả nợ nhưng không quá 10 năm.
 |
| Điện khí LNG vẫn bế tắc do thiếu cơ chế hấp dẫn. |
Bộ Công Thương đang đề xuất nâng tỷ lệ này lên 75% và kéo dài thời gian áp dụng tối đa lên 15 năm, nhằm tạo dòng tiền ổn định hơn, hỗ trợ các dự án thu xếp vốn. Tuy nhiên, nhiều nhà đầu tư vẫn cho rằng, mức này chưa đủ khả thi, đề nghị nâng tỷ lệ lên 85-95% và kéo dài tới 20-25 năm.
Bộ Công Thương tính toán, khi sản lượng hợp đồng vượt 80%, có thể xuất hiện tình trạng sản lượng cam kết cao hơn nhu cầu huy động thực tế. Khi đó, dù nhà máy không phát điện, bên mua vẫn có thể phải thanh toán theo hợp đồng, làm tăng chi phí của toàn hệ thống.
PGS.TS Ngô Trí Long - chuyên gia Hiệp hội Tư vấn tài chính Việt Nam - cho rằng, hai điểm nghẽn lớn nhất của điện khí LNG hiện nay là vốn và thị trường. Dự án không chỉ cần nằm trong quy hoạch, mà còn phải có khả năng huy động vốn và tạo dòng tiền đủ ổn định để vận hành lâu dài.
Các nhà máy LNG có vốn đầu tư lớn, thời gian thu hồi kéo dài, trong khi giá nhiên liệu nhập khẩu chịu tác động của thị trường thế giới, chi phí vận chuyển, tỷ giá và địa chính trị. Khi giá điện, sản lượng huy động và trách nhiệm của các bên trước biến động chưa đủ rõ, ngân hàng khó cho vay và nhà đầu tư khó quyết định xuống tiền.
Ông Long cho rằng, muốn thúc đẩy điện LNG phải mở đồng thời hai “khóa”: Dòng tiền phải rõ ràng để hợp đồng đủ điều kiện vay vốn; thị trường phải minh bạch, có cạnh tranh và phát tín hiệu giá hợp lý. Nếu cơ chế thiếu minh bạch, phần chi phí tăng thêm có thể cuối cùng được chuyển sang người sử dụng điện.
