Theo đánh giá từ Viện Kinh tế năng lượng và Phân tích tài chính, điện khí LNG có ưu điểm linh hoạt, có thể thay đổi khi cần. Bên cạnh đó, lượng phát thải carbon ít hơn một nửa so với điện than. Đồng thời, điện khí LNG có khả năng đạt hơn 90% hệ số công suất khi cần thiết, không gặp phải tình trạng gián đoạn và phụ thuộc vào thiên nhiên như điện gió hay điện mặt trời.
Với lợi thế trên, nhiều chuyên gia cũng cho rằng, Việt Nam có thể sớm chuyển đổi từ điện than sang điện khí để giảm phát thải nhanh chóng hơn, sớm hướng đến mục tiêu phát thải ròng bằng 0.
Mới đây, tại bản Dự thảo Quy hoạch Điện VIII, Bộ Công Thương cũng đã đặt vấn đề chuyển đổi một lượng lớn điện than sang điện khí LNG. Theo Quy hoạch Điện VIII rà soát sau Hội nghị COP26, quy mô các nguồn điện than năm 2030 sẽ giảm mạnh, còn 37 GW, giảm 18 GW so với quy mô trong Nghị quyết 55/NQ-TW, phù hợp với xu hướng của Việt Nam, hướng tới mục tiêu phát thải ròng bằng “0” vào năm 2050. Quy hoạch Điện VIII đã thay thế công suất điện than bằng khoảng 14 GW nguồn điện nền sạch hơn là điện LNG, còn lại bù bằng 12-15 GW các nguồn năng lượng tái tạo (do số giờ vận hành các dự án nguồn năng lượng tái tạo chỉ bằng khoảng 1/3 (đối với điện gió) và 1/4 (đối với điện mặt trời) so với các nguồn điện than hoặc khí. Tức là, tới năm 2030 sẽ phát triển 23.900 MW điện khí, tương đương tỷ trọng 16,4% cơ cấu nguồn điện.
Với hướng phát triển đó, nhu cầu nhập khẩu LNG tăng lên, đạt khoảng 14-18 tỷ m3 vào năm 2030 và khoảng 13-16 tỷ m3 vào năm 2045.
Tuy vậy, không phải hoàn toàn 23.900 MW điện khí đều mới được Bộ Công Thương đưa vào quy hoạch, mà có tới 17.900 MW điện khí LNG này kế thừa từ Quy hoạch Điện VII điều chỉnh đã được phê duyệt bổ sung trước khi lập Quy hoạch Điện VIII. Chỉ có khoảng 6.000 MW điện khí LNG đề xuất phát triển mới trong Dự thảo Quy hoạch Điện VIII hiện nay với các vị trí nằm ở phía Bắc gồm Thái Bình, Nghi Sơn, Quỳnh Lập và Quảng Trạch 2. Các dự án mới này giúp đảm bảo nguồn điện chạy nền của hệ thống điện miền Bắc trước thực trạng mất cân đối và thiếu nguồn cung ổn định ở phía Bắc.
Theo báo cáo từ Bộ Công Thương, đối với các dự án nhà máy điện độc lập (IPP) do nhà đầu tư trong nước thực hiện (như Nhơn Trạch 3&4 do PV Power làm chủ đầu tư, hay Hiệp Phước của Công ty TNHH Hiệp Phước), khó khăn lớn nhất là thu xếp vốn từ các tổ chức tín dụng trong và ngoài nước. Mặc dù vậy, các dự án này đang triển khai đúng tiến độ quy hoạch và được lên kế hoạch vận hành vào giai đoạn 2024-2025.
Hiện Dự án Tua-bin khí hỗn hợp Hiệp Phước giai đoạn I với quy mô 1.200 MW đã được phê duyệt báo cáo nghiên cứu khả thi, đang thu xếp vốn và triển khai xây dựng. Dự án Điện khí LNG Nhơn Trạch 3 và 4 đã được phê duyệt báo cáo nghiên cứu khả thi, đã lựa chọn xong tổng thầu EPC và đang triển khai thực hiện.
Với các dự án IPP có sự tham gia của nhà đầu tư nước ngoài gồm Bạc Liêu của DOE, Long An 1&2 của Liên danh VinaCapital và GS Energy, Quảng Trị của Liên danh T&T và Tổ hợp nhà đầu tư Hàn Quốc, rủi ro thường gặp được Bộ Công Thương nhắc tới là tổ chức cho vay vốn đưa ra yêu cầu bảo lãnh ngặt nghèo của Chính phủ, nhiều khi vượt quá khung khổ pháp lý hiện hành.
Dự án điện khí LNG Bạc Liêu là dự án tiêu biểu với những khó khăn được nhắc đến gần đây. Được cấp quyết định chủ trương đầu tư và giấy chứng nhận đăng ký đầu tư vào tháng 1/2020, nhưng tới nay, các bên liên quan vẫn đang vướng mắc trong đàm phán hợp đồng mua bán điện (PPA), thiết kế về thỏa thuận hàng hải và các vấn đề khác có liên quan đến dự án.
Theo Bộ Công Thương, cần ưu tiên sử dụng hết lượng khí khai thác trong nước có thể cung cấp được cho sản xuất điện để tăng tính tự chủ trong sản xuất điện, chuyển dần sang đốt kèm nhiên liệu hydrogen khi công nghệ được chứng thực. Nâng cao tính tự chủ của ngành điện, giảm thiểu tối đa sự phụ thuộc vào nước ngoài đối với nhiên liệu sơ cấp.
Tuy vậy, các dự án điện khí sử dụng khí trong nước cũng đang gặp nhiều trở ngại. Dự thảo Quy hoạch Điện VIII cho hay, đến năm 2030 dự kiến phát triển khoảng 7.240 MW, gồm: cụm 3 nhà máy Ô Môn 2, Ô Môn 3 và Ô Môn 4 sử dụng khí từ Lô B; cụm 5 nhà máy điện sử dụng khí của mỏ Cá Voi Xanh (gồm Dung Quất 1&2,3 và Miền Trung 1&2 với tổng công suất 3.750 MW) và một nhà máy điện sử dụng mỏ Báo Vàng với công suất 340 MW. Đây là các nguồn điện đóng vai trò quan trọng trong đảm bảo an ninh năng lượng của Việt Nam, Bộ Công Thương cũng nhấn mạnh việc cần có các giải pháp để giữ tiến độ của cụm nhiệt điện khí Ô Môn - Lô B (3.150 MW, vận hành giai đoạn 2025-2027) và cụm nhiệt điện khí Miền Trung - Cá Voi Xanh (3.750 MW, vận hành giai đoạn 2028-2029).
Tương tự, cụm điện khí Lô B, vướng mắc chính ở phía thượng nguồn là vấn đề bảo lãnh Chính phủ. Với cụm mỏ khí Cá Voi Xanh cũng đang đối mặt với rủi ro về phía thượng nguồn, do ExxonMobil - nhà đầu tư chính đang có vấn đề về định hướng đầu tư nội bộ và dự án này không nằm trong các dự án ưu tiên của ExxonMobil. Vì vậy, việc đàm phán các thỏa thuận thương mại chậm sẽ ảnh hưởng đến triển khai nhiều việc khác.
Với mỏ khí Báo Vàng, còn gặp khó khăn trong xác định trữ lượng của mỏ khí, nên khó có thể vận hành trước năm 2030.
Rõ ràng, dù được nhiều đánh giá có thể hoạt động ổn định, là nguồn điện chạy nền, đóng vai trò đặc biệt quan trọng trong hoạt động ổn định của hệ thống điện quốc gia, song thực tế vẫn còn nhiều khó khăn liên quan cả việc thu xếp vốn, đảm bảo nguồn khí và nhiều vấn đề đàm phán khác…
