Tuy nhiên, thực tế cho thấy khoảng cách giữa Quy hoạch và triển khai thực hiện vẫn lớn do nhiều nguyên nhân khác nhau.

Vẫn nhiều “nút thắt”

Theo Tiến sĩ Nguyễn Hùng Dũng- Phó Chủ tịch Hội Dầu khí Việt Nam, Việt Nam xây dựng Quy hoạch điện có quy mô thuộc nhóm lớn nhất Đông Nam Á nhưng khoảng cách giữa Quy hoạch và thực hiện vẫn còn khá lớn do nhiều nguyên nhân.

Thực tế cho thấy trong số các dự án điện khí LNG thuộc Quy hoạch điện VIII điều chỉnh, mới có dự án Điện khí LNG Nhơn Trạch 3&4 đã vào phát điện. Trong khi  đó, hàng loạt dự án điện khí LNG khác như Sơn Mỹ, Long An, Bạc Liêu, Hải Phòng, Quảng Ninh, Cà Ná... vẫn loay hoay ở khâu chuẩn bị đầu tư do gặp nhiều khó khăn về cơ chế đầu tư, hợp đồng mua bán điện (PPA), thu xếp vốn và hạ tầng kho cảng LNG...

Bên cạnh đó, thị trường điện cạnh tranh của Việt Nam mới dừng ở một số cấp độ nhất định, trong khi thị trường LNG gần như chưa hình thành. Vì vậy, giá điện vẫn chưa phản ánh đầy đủ tín hiệu thị trường, cơ chế điều chỉnh giá còn chậm, khiến nhà đầu tư khó xây dựng phương án tài chính dài hạn.

Cùng quan điểm này, Phó Giáo sư, Tiến sĩ Ngô Trí Long cho biết, giá LNG biến động do nhiều yếu tố như cung - cầu toàn cầu, biến đổi khí hậu, chính sách năng lượng và các khủng hoảng địa chính trị. Vì vậy, cơ chế giá điện LNG cần được xây dựng theo hướng thị trường, cho phép điều chỉnh linh hoạt theo biến động giá nhiên liệu, nhằm bảo đảm tính bền vững cho ngành điện. Đặc biệt, suất đầu tư điện khí LNG lớn, thời gian hoàn vốn dài nên PPA điện khí LNG cần có thời hạn đủ dài, điều khoản rõ ràng về sản lượng điện cam kết (Qc) cũng như nghĩa vụ thanh toán để bảo đảm nguồn cung ổn định, giảm thiểu rủi ro biến động giá và tạo nền tảng để nhà đầu tư yên tâm triển khai dự án.

Nhìn nhận về điểm nghẽn lớn nhất hiện nay với điện khí LNG, Tiến sĩ Nguyễn Quốc Thập - Chủ tịch Hội Dầu khí Việt Nam chỉ rõ đó là cơ chế chia sẻ rủi ro chưa đủ rõ ràng, khiến nhiều dự án chưa thể đạt quyết định đầu tư cuối cùng (FID).

Tạo cơ chế chia sẻ rủi ro rõ ràng

Đề xuất giải pháp tổng thể tháo gỡ khó khăn cho triển khai các dự án điện khí LNG, Tiến sĩ Nguyễn Quốc Thập khẳng định cần xây dựng cơ chế giá điện LNG theo thị trường và chấp nhận cơ chế mua bán điện trực tiếp (DPPA) giữa người mua và người bán; trong đó Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) là một người mua, thay vì là người mua duy nhất.

Bên cạnh đó, việc sửa đổi Luật Điện lực cần quy định giá điện trong PPA phải bảo đảm thu hồi các chi phí đầu tư, tài chính, vận hành, nhiên liệu và các chi phí hợp lý khác, đồng thời bảo đảm mức lợi nhuận hợp lý. Mức lợi nhuận này được xem xét trên cơ sở rủi ro dự án, cơ cấu vốn, thời gian đầu tư, chi phí vốn và đặc thù của từng loại hình nguồn điện.

Cùng đó, một số nhà máy điện LNG quan trọng cần được đưa vào danh mục các Nhà máy điện đa mục tiêu, được vận hành tải nền ổn định, được đảm bảo huy động, làm cơ sở để triển đàm phán ký kết các hợp đồng cung cấp LNG dài hạn, khối lượng lớn với giá thành cạnh tranh nhất nhằm cung cấp nhiên liệu cho sản xuất điện với chi phí tối ưu.

Ngoài ra, việc sửa Luật Điện lực cần bổ sung quy định để các nhà máy điện khí LNG được sử dụng linh hoạt nguồn LNG từ các kho cảng LNG trung tâm, tối ưu sử dụng các nhà máy điện khí, cơ sở hạ tầng hiện hữu đang hoạt động sử dụng nguồn khí thiên nhiên trong nước (tài nguyên quốc gia) và khí hóa lỏng LNG nhập khẩu hoặc các nhiên liệu khác, Tiến sĩ Nguyễn Quốc Thập đề xuất.

Theo ông Đoàn Ngọc Dương, Phó Viện trưởng Viện Năng lượng (Bộ Công Thương), với Quy hoạch quốc gia tính toán tối ưu tổng thể trên chu kỳ dài hạn 20-30 năm, nhà đầu tư phải giải quyết bài toán hiệu quả tài chính cụ thể. Do đó, việc sửa đổi Luật Điện lực cần tạo ra cơ chế dung hòa hợp lý để bảo đảm tính khả thi cho các dự án.

Để phát huy tối đa hiệu quả của các dự án điện LNG, các chuyên gia cũng cho rằng cần thay đổi tư duy đầu tư từ mô hình “một nhà máy điện - một kho cảng” sang phát triển các trung tâm hạ tầng tập trung (LNG Hub), nhằm giúp giảm suất đầu tư, tối ưu hóa chi phí dự trữ và tăng tính linh hoạt trong điều phối nguồn cung.