Một dự án kho LNG có thể được đưa vào quy hoạch, có nhà đầu tư quan tâm và phương án kỹ thuật tương đối rõ ràng, nhưng vẫn chưa đủ điều kiện để đi đến quyết định đầu tư cuối cùng. Kinh nghiệm của Trường Thành Việt Nam tại miền Trung cho thấy trở ngại lớn có thể nằm ở một điều tưởng như đơn giản: tìm được khách hàng cam kết tiêu thụ đủ lớn và ổn định.
 |
| Phiên thảo luận tại hội thảo Phát triển hạ tầng LNG tại Việt Nam: Kinh nghiệm quốc tế và hàm ý chính sách. Ảnh: Ngọc Linh |
Tại hội thảo “Phát triển hạ tầng LNG tại Việt Nam: Kinh nghiệm quốc tế và hàm ý chính sách” tổ chức ngày 5/11, ông Lê Hình Triển, đại diện Trường Thành Việt Nam, chia sẻ về quá trình doanh nghiệp từng theo đuổi kế hoạch phát triển một kho nhập khẩu LNG độc lập tại miền Trung nhưng không thành công.
Theo ông Triển, có hai cách tiếp cận khi phát triển hạ tầng LNG. Một là xây dựng kho cảng gắn với nhu cầu đã xác định, chẳng hạn triển khai đồng bộ với nhà máy điện. Hai là đầu tư hạ tầng trước, sau đó tìm kiếm và thu hút khách hàng sử dụng. Trường Thành từng lựa chọn hướng thứ hai, với phương án sử dụng kho nổi để giảm vốn đầu tư ban đầu và chấp nhận khả năng thua lỗ trong những năm đầu vận hành.
Tuy nhiên, doanh nghiệp không tìm được khách hàng chủ lực cam kết sản lượng đủ lớn, đồng thời gặp khó trong việc thu hút nhà đầu tư nước ngoài sẵn sàng bỏ vốn cho giai đoạn đầu khi hiệu quả thương mại chưa rõ ràng. Dự án vì thế không thể tiến xa hơn, dù ý tưởng phát triển hạ tầng đã được chuẩn bị.
Trường hợp này phản ánh một điểm nghẽn quan trọng của thị trường LNG: quy hoạch và chủ trương đầu tư chưa đủ để bảo đảm tính khả thi về tài chính. Với một kho LNG độc lập, cam kết tiêu thụ dài hạn là cơ sở để nhà đầu tư thuyết phục bên cấp vốn. Nếu chưa có khách hàng đủ năng lực và hợp đồng bao tiêu đáng tin cậy, rủi ro doanh thu sẽ xuất hiện ngay từ khâu thu xếp tài chính.
Khó khăn cũng không chỉ nằm ở kho cảng. Với các dự án điện khí LNG, cơ chế hợp đồng mua bán điện (PPA) hiện chưa giải quyết đầy đủ vấn đề thu hồi chi phí nhiên liệu và hạ tầng. Theo phân tích của ông Triển, chi phí theo hợp đồng mua LNG mới được xem xét như một cấu phần giá, chưa phản ánh đầy đủ nghĩa vụ tài chính mà nhà máy phải thực hiện theo hợp đồng mua nhiên liệu. Việc thu hồi chi phí đầu tư kho cảng, dù kho tích hợp với nhà máy hay là dự án độc lập, cũng chưa có cơ chế rõ ràng.
Điều này tạo ra sự lệch pha giữa hai loại hợp đồng. Nhà máy điện có thể phải cam kết mua LNG trong thời hạn dài, nhưng doanh thu từ bán điện lại phụ thuộc vào cơ chế huy động và thanh toán. Nếu không có cơ chế đủ tin cậy để thu hồi chi phí, nghĩa vụ mua nhiên liệu dài hạn sẽ trở thành rủi ro lớn đối với chủ đầu tư và bên cho vay.
Ông Triển cũng lưu ý không nên chỉ so sánh điện LNG với năng lượng tái tạo bằng giá phát điện đơn thuần. Điện khí có thể hỗ trợ hệ thống khi sản lượng điện gió, điện mặt trời biến động. Tuy nhiên, vai trò đó cần được phản ánh trong cơ chế vận hành và thanh toán, thay vì chỉ được nhìn nhận như một lợi thế kỹ thuật.
Nếu câu chuyện của Trường Thành cho thấy rủi ro khi phát triển kho cảng mà chưa có đầu ra chắc chắn, đề xuất của PV GAS tại hội thảo đặt trọng tâm vào một hướng tiếp cận khác: tổ chức hạ tầng theo mạng lưới, thay vì để từng dự án phát triển riêng lẻ.
Đại diện PV GAS đề xuất phát triển các kho LNG trung tâm, kết nối với hệ thống đường ống trục để cung cấp khí cho nhiều nhà máy điện và khách hàng công nghiệp. Cách làm này có thể tập hợp nhu cầu từ nhiều hộ tiêu thụ, nâng quy mô nhập khẩu và cải thiện vị thế đàm phán khi mua LNG.
Kinh nghiệm vận hành hệ thống đường ống khí hiện hữu tại khu vực Đông Nam Bộ cũng được PV GAS nhắc đến. Mạng lưới kết nối cho phép các nguồn và điểm tiếp nhận hỗ trợ lẫn nhau khi xảy ra sự cố, qua đó tăng tính linh hoạt của hệ thống. Với LNG, hạ tầng dùng chung có thể tạo ra lợi ích tương tự, đồng thời hạn chế nguy cơ đầu tư trùng lặp.
Nhưng kho trung tâm và đường ống dùng chung chỉ phát huy hiệu quả khi có đủ nhu cầu tiêu thụ và cơ chế phân phối rõ ràng. Các vấn đề về quyền tiếp cận hạ tầng, giá dịch vụ, phân bổ công suất và trách nhiệm của từng bên cần được xác định trước khi hệ thống đi vào vận hành.
Một yêu cầu khác được PV GAS nhấn mạnh là cơ chế bảo đảm sản lượng điện hợp đồng (Qc), nhằm tạo cơ sở cho các nhà máy điện khí thực hiện cam kết mua LNG dài hạn. Nếu sản lượng điện được huy động không ổn định, nhà máy có thể gặp khó trong việc cân đối nghĩa vụ thanh toán theo hợp đồng nhiên liệu. Điều đó cho thấy thị trường khí và thị trường điện không thể được thiết kế tách rời: cam kết ở khâu nhập khẩu, vận chuyển và tiêu thụ cần tương thích với nhau.
Chủ tịch Hội Dầu khí Việt Nam Nguyễn Quốc Thập cũng cho rằng cần mở rộng cách tiếp cận về thị trường LNG, không chỉ giới hạn khách hàng ở các nhà máy điện. Các khu công nghiệp, doanh nghiệp sản xuất và những hộ sử dụng năng lượng quy mô lớn cần được xem là nhóm khách hàng tiềm năng.
Mở rộng tệp khách hàng có thể giúp tăng quy mô nhu cầu, tạo thêm đầu ra cho hạ tầng nhập khẩu và giảm sự phụ thuộc vào một nhóm tiêu thụ duy nhất. Tuy nhiên, để hiện thực hóa điều đó, cần có cơ chế cho phép các khách hàng đủ điều kiện tiếp cận nguồn LNG và hạ tầng vận chuyển.
Đây cũng là vấn đề được ông Phillip Cornell, đại diện Atlantic Council, đề cập khi phân tích khả năng phát triển hạ tầng dùng chung. Theo ông, khu vực phía Nam có lợi thế nhất định nhờ mạng lưới vận chuyển khí hiện hữu, tập trung nhiều khách hàng công nghiệp và các hộ tiêu thụ tiềm năng. Tuy nhiên, mô hình kho cảng dùng chung cần có quy tắc minh bạch về quyền tiếp cận, giá dịch vụ và phân bổ công suất.
Một doanh nghiệp có thể vừa đầu tư hạ tầng, vừa cung cấp LNG và tham gia thị trường. Vì vậy, cần xác định rõ cách thức để các khách hàng hoặc nhà cung cấp khác có thể tiếp cận hạ tầng, đồng thời bảo đảm quyền lợi và hiệu quả khai thác của đơn vị đầu tư. Theo ông Cornell, điều này không đồng nghĩa Việt Nam phải lập tức tự do hóa toàn bộ thị trường khí. Có thể bắt đầu bằng việc bảo đảm công suất cần thiết cho các nhu cầu chiến lược, song song với việc thiết kế phần công suất có thể mở cho các chủ thể khác tham gia.
Bên cạnh kho LNG trên bờ, kho nổi chứa và tái hóa khí (FSRU) được đề cập như một phương án có thể rút ngắn thời gian phát triển hạ tầng và tăng tính linh hoạt trong tổ chức nguồn cung.
Đại diện Excelerate Energy tại phiên thảo luận cho rằng FSRU là công nghệ đã được triển khai tại nhiều thị trường. Tuy nhiên, hiệu quả không chỉ phụ thuộc vào con tàu mà còn ở khả năng kết nối với hạ tầng hàng hải, đường ống dẫn khí, khách hàng tiêu thụ và khung pháp lý liên quan. Giá trị của FSRU nằm ở khả năng trở thành một mắt xích trong hệ thống cung ứng khí, chứ không đơn thuần là giải pháp đưa LNG vào bờ nhanh hơn.
 |
| Ông Frederik Grootendorst, Phó Chủ tịch phụ trách phát triển kinh doanh khu vực Đông bán cầu của Excelerate Energy. Ảnh: Ngọc Linh |
Trong cuộc trao đổi riêng với Mekong ASEAN, ông Frederic Grootendorst, Phó Chủ tịch phụ trách phát triển kinh doanh khu vực Đông bán cầu của Excelerate Energy, cũng nhấn mạnh tính linh hoạt của FSRU, cho phép điều chuyển phương tiện giữa các thị trường tùy theo nhu cầu. Tuy vậy, để thu hút vốn cho hạ tầng LNG, yếu tố quan trọng vẫn là khả năng bảo đảm dòng tiền. Các ngân hàng cần nhìn thấy sự chắc chắn trong hợp đồng giữa đơn vị cung cấp LNG, hạ tầng tiếp nhận, nhà máy điện và khách hàng tiêu thụ.
Theo ông Grootendorst, với một kho LNG dùng chung, việc có khách hàng chủ lực làm cơ sở ban đầu sẽ giúp dự án dễ thu xếp vốn hơn. Sau đó, khả năng tiếp cận của bên thứ ba có thể được mở rộng. Thời hạn hợp đồng cũng cần được thiết kế phù hợp với điều kiện thị trường Việt Nam, thay vì mặc định áp dụng một khuôn mẫu cố định.
Câu chuyện vốn dài hạn được ông Chong Zhi Xin, đại diện S&P Global CERA, đề cập khi chia sẻ với Mekong ASEAN bên lề hội thảo. Theo ông, các dự án hạ tầng LNG có vòng đời dài, trong khi thị trường năng lượng biến động khiến việc chuyển toàn bộ chi phí sang người tiêu dùng không phải lúc nào cũng dễ dàng. Vì vậy, cấu trúc hợp đồng, cơ chế định giá và phương án huy động vốn cần được tính toán để duy trì dòng tiền ổn định trong suốt thời gian khai thác.
Ông Chong cũng lưu ý không nên dùng nguồn vốn ngắn hạn để tài trợ cho các tài sản hạ tầng có thời gian hoàn vốn dài. Việc kết hợp nguồn vốn tư nhân, ngân hàng, tổ chức tài chính phát triển và các hình thức tài chính hỗn hợp có thể giúp giảm chi phí vốn, nhưng điều kiện tiên quyết vẫn là rủi ro phải được phân bổ rõ ràng giữa các bên.
 |
| Ông Chong Zhi Xin, đại diện S&P Global CERA. Ảnh: Ngọc Linh |
Những vấn đề được các diễn giả nêu ra cho thấy rủi ro trong chuỗi LNG không tập trung ở một khâu riêng biệt. Nhà đầu tư kho cảng đối mặt với nguy cơ thiếu khách hàng; nhà máy điện chịu áp lực từ cam kết mua nhiên liệu và doanh thu bán điện; đơn vị cung cấp khí cần bảo đảm sản lượng tiêu thụ; còn bên cho vay phải đánh giá khả năng tạo dòng tiền trong suốt vòng đời dự án.
Nhấn mạnh nguyên tắc phân bổ rủi ro cần căn cứ vào khả năng kiểm soát và xử lý rủi ro của từng chủ thể, ông Nguyễn Tài Anh, Phó Tổng giám đốc EVN, nhấn mạnh không thể dồn toàn bộ rủi ro cho một bên. Ông cho rằng việc chia sẻ lợi ích và trách nhiệm cần hướng đến phương án năng lượng hiệu quả nhất, đồng thời giảm chi phí xử lý rủi ro cho toàn hệ thống.
Nguyên tắc này cũng là điểm gặp nhau giữa các vấn đề được thảo luận: doanh nghiệp đầu tư hạ tầng cần có khách hàng và cơ chế thu hồi vốn; nhà máy điện cần hợp đồng mua bán điện tương thích với nghĩa vụ mua nhiên liệu; khách hàng công nghiệp cần điều kiện tiếp cận nguồn cung; còn bên cấp vốn cần sự ổn định của dòng tiền và hợp đồng.
Kinh nghiệm quốc tế có thể cung cấp nhiều mô hình về kho cảng, FSRU, hợp đồng mua bán LNG hay huy động vốn. Nhưng không có một mô hình duy nhất phù hợp cho mọi khu vực và mọi quy mô thị trường. Với Việt Nam, điều quan trọng là lựa chọn cấu trúc hạ tầng phù hợp với nhu cầu thực tế, đồng thời thiết kế cơ chế để các mắt xích trong chuỗi có thể vận hành trên những cam kết tương thích.
Khi đầu ra đủ chắc chắn, quyền tiếp cận hạ tầng minh bạch, chi phí được phân bổ hợp lý và các hợp đồng có khả năng bảo đảm dòng tiền, những cam kết đầu tư mới có cơ sở chuyển thành dự án khả thi. Đó cũng là điều kiện để hạ tầng LNG không chỉ được xây dựng, mà thực sự tham gia vào hệ thống cung ứng năng lượng của Việt Nam.
