Bài 5: Giải bài toán về giá trong phát triển điện khí/LNG

Thực trạng đáng lo ngại: Điện khí "thụt lùi" trong cơ cấu nguồn

Trong những năm gần đây, tỷ trọng điện khí trong cơ cấu điện quốc gia không ngừng sụt giảm, cả về tỷ trọng và số tuyệt đối. Năm 2024, nhu cầu tiêu thụ khí khô của điện chỉ bằng 83% so với năm 2023, khiến tỷ trọng điện khí giảm từ 9,6% năm 2023 xuống còn 7,1% tổng sản lượng điện. Tình hình này tiếp tục diễn biến tiêu cực trong 6 tháng đầu năm 2025 khi huy động khí cho sản xuất điện tiếp tục giảm 20% so với cùng kỳ năm trước. Nguyên nhân chính là do sự tăng cường huy động từ các nguồn năng lượng khác có giá cạnh tranh hơn như điện than, thủy điện và năng lượng tái tạo.

Việc giảm sút huy động điện khí gây ra nhiều hệ lụy nghiêm trọng, không chỉ ảnh hưởng đến hiệu quả khai thác khí tự nhiên trong nước và đe dọa hoạt động của các nhà máy điện hiện có, mà còn làm giảm tính hấp dẫn của các dự án đầu tư mới vào lĩnh vực này.

Điện khí/LNG đối mặt với một thách thức cố hữu là giá thành thường cao hơn so với điện than hoặc thủy điện. Đặc biệt, với các nhà máy điện LNG, chi phí nhiên liệu chiếm từ 75% - 85% thành phần giá biến đổi. Giá LNG lại phụ thuộc hoàn toàn vào thị trường quốc tế, chịu ảnh hưởng bởi cung cầu toàn cầu, tình hình địa chính trị, điều kiện thời tiết và chính sách của các nước xuất khẩu lớn. Điều này tạo ra sự biến động khó lường và rủi ro lớn cho các nhà đầu tư.

Một điểm yếu là hiện nay chúng ta chưa ký bất kỳ hợp đồng mua bán LNG dài hạn nào, chỉ mới tiếp xúc với thị trường LNG mua giao ngay. Ông Raghav Mathur, chuyên gia Nghiên cứu và Phân tích lĩnh vực khí đốt và LNG của Wood Mackenzie, nhấn mạnh: “Việc phải mua tại thị trường giao ngay tiềm ẩn nhiều rủi ro hơn so với hợp đồng dài hạn, bởi không được bảo vệ lâu dài trước các biến động về giá, nguồn cung.” Thực tế cho thấy, giá mua LNG theo hợp đồng dài hạn so với ngắn hạn có thể chênh lệch đến 73% nếu cam kết mua dài hạn chỉ 20% so với cam kết mua dài hạn 90%.

Sự thiếu chắc chắn về giá đầu ra (giá điện) do biến động giá đầu vào (giá LNG) và thiếu các cam kết dài hạn trong PPA đã trở thành những trở ngại đáng kể đối với việc ký kết hợp đồng LNG dài hạn tại Việt Nam, buộc nước ta phải phụ thuộc vào thị trường giao ngay với nhiều rủi ro hơn.

Bên cạnh biến động giá, khung pháp lý và cơ chế giá chưa hoàn chỉnh là một rào cản lớn khác. Các cơ chế chính sách cho điện khí/LNG vẫn đang trong quá trình hoàn thiện. Cơ chế giá điện sử dụng LNG còn thiếu các quy định đầy đủ, rõ ràng và linh hoạt để thích ứng với biến động giá nhiên liệu, đồng thời đảm bảo hài hòa lợi ích của nhà đầu tư, Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) và người tiêu dùng. Việc không có cơ chế rõ ràng và linh hoạt để chuyển ngang giá khí làm nhiên liệu đầu vào cho điện khiến các nhà đầu tư không có cơ sở để đàm phán hợp đồng mua bán khí dài hạn.

Việc đàm phán Hợp đồng mua bán điện (PPA) hiện nay cũng còn nhiều vướng mắc, đặc biệt liên quan đến cam kết sản lượng điện dài hạn (Qc). Điều này khiến điện khí LNG gặp khó khăn trong việc cạnh tranh trên thị trường điện và có nguy cơ không được ưu tiên huy động khi có các nguồn rẻ hơn, dẫn đến nhà máy hoạt động dưới công suất thiết kế, giảm hiệu quả đầu tư và gây khó khăn tài chính cho chủ đầu tư.

Giải pháp mạnh mẽ, đồng bộ, chia sẻ rủi ro

Các chuyên gia, nhà đầu tư cho rằng, để điện khí/LNG phát triển bền vững và phát huy vai trò "trụ đỡ" trong hệ thống năng lượng quốc gia, cần có những giải pháp đồng bộ và mạnh mẽ hơn nữa. Trọng tâm là việc hoàn thiện khung pháp lý và cơ chế giá. Chính phủ cần sớm ban hành các quy định pháp luật đầy đủ và rõ ràng về cơ chế giá điện khí/LNG, cho phép chuyển ngang giá khí vào giá điện một cách minh bạch. Nguyên tắc này đã được Chính phủ đồng ý, áp dụng cho cả khí tự nhiên trong nước và LNG nhập khẩu. Cơ chế chuyển ngang giá này giúp bù đắp đầy đủ chi phí nhiên liệu cho nhà máy điện, giảm thiểu rủi ro biến động giá nhiên liệu (đặc biệt là LNG) cho nhà đầu tư, từ đó tăng tính hấp dẫn đầu tư.

Cùng với đó, việc xây dựng cơ chế linh hoạt cho hợp đồng PPA là cực kỳ cần thiết, nhằm cân bằng giữa việc đảm bảo lợi ích của các bên tham gia thị trường điện. Đặc biệt, cần có cam kết sản lượng điện hợp đồng tối thiểu dài hạn cho các dự án nhiệt điện khí sử dụng LNG nhập khẩu, không thấp hơn mức 65% sản lượng điện phát bình quân nhiều năm của dự án. Điều này sẽ tạo cơ sở vững chắc cho các nhà đầu tư ký kết hợp đồng LNG dài hạn. Nghiên cứu áp dụng các công cụ tài chính phái sinh để phòng ngừa rủi ro biến động giá LNG trên thị trường quốc tế cũng là một hướng đi quan trọng.

Bên cạnh đó, cần đảm bảo nguồn cung và tối ưu hóa chi phí LNG. Việt Nam nên ưu tiên ký kết các hợp đồng mua bán LNG dài hạn với điều khoản linh hoạt để ổn định nguồn cung và giá cả, giảm thiểu rủi ro mua giao ngay. Việc đa dạng hóa các nhà cung cấp LNG để giảm sự phụ thuộc vào một vài nguồn, tăng cường an ninh năng lượng cũng như tối ưu hóa hạ tầng kho chứa, cảng biển để giảm chi phí vận chuyển và lưu trữ là những bước đi cần thiết.

Về cơ chế huy động và ưu tiên cho điện khí, cần thực hiện tốt chính sách ưu tiên huy động tối đa các nhà máy điện sử dụng khí thiên nhiên trong nước theo khả năng cấp khí. Điều này không chỉ giúp ổn định hệ thống điện mà còn mang lại nguồn thu đáng kể cho ngân sách nhà nước từ nguồn khí khai thác, vận chuyển, sử dụng. Đồng thời, việc huy động điện khí LNG cần hợp lý trong tổng thể cơ cấu nguồn điện, đặc biệt là với vai trò điều tiết, hỗ trợ năng lượng tái tạo do tính linh hoạt, ổn định và khả năng khởi động nhanh của điện khí.

Ông Hoàng Xuân Quốc – Cố vấn Cao cấp Năng lượng Tập đoàn VinaCapital cho rằng, cần tạo ra một hành lang pháp lý và cơ chế rõ ràng và đủ mạnh để phát triển điện LNG. Trong đó, cần xác định nguyên tắc thị trường đối với LNG (giống như với xăng dầu hay than nhập khẩu), chi phí LNG cần được phản ánh đầy đủ trong cơ cấu giá điện. Bên cạnh đó, để đảm bảo an ninh năng lượng và an toàn vận hành điều độ lưới điện, có thể xem xét quy định về một số NMĐ LNG mang tính chiến lược sẽ được vận hành tải nền và không tham gia thị trường điện, giống như một số nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu (SMHP) hiện nay (Hòa Bình, Sơn La, Tuyên Quang,…).

Các chuyên gia của Wood Mackenzie cũng gợi ý về các cơ chế chính sách như: cần đưa ra nhiều ưu đãi hơn để tăng tính cạnh tranh thu hút đầu tư, xây dựng cơ chế nhập khẩu LNG, hoàn thiện cơ chế mua bán điện trực tiếp, làm rõ và có cơ chế chuyển giá khí vào giá điện phù hợp để thu hút đầu tư; xem xét có hợp đồng mua bán LNG dài hạn để đảm bảo nguồn cung không bị gián đoạn trước biến động;…

Phát triển điện khí/LNG không chỉ là xu hướng tất yếu mà còn là yếu tố quan trọng đảm bảo an ninh năng lượng quốc gia và hỗ trợ kinh tế tăng trưởng bền vững. Việc giải quyết hiệu quả các rủi ro về giá khí và giá điện là yếu tố then chốt để các dự án điện khí/LNG có thể triển khai đúng tiến độ, tránh những tác động tiêu cực như giảm huy động, lãng phí tài nguyên và kém hiệu quả đầu tư. Do đó, cần tiếp tục hoàn thiện hành lang pháp lý đồng thời có các cam kết đủ mạnh để thu hút nhà đầu tư, chỉ khi đó, điện khí/LNG mới thực sự phát huy vai trò "trụ đỡ" của mình, góp phần vào quá trình chuyển đổi xanh và đảm bảo tương lai năng lượng ổn định cho Việt Nam.

M.P