Theo Quy hoạch điện VIII: Tổng quy mô công suất các dự án nhà máy điện khí được đầu tư xây dựng và đưa vào vận hành đến năm 2030 là 30.524 MW (23 dự án). Trong đó, tổng công suất nhà máy điện sử dụng khí trong nước là 7.900 MW (10 dự án) và tổng công suất nhà máy điện sử dụng LNG là 22.624 MW (13 dự án), chiếm tỷ lệ 14,9% so với tổng công suất toàn hệ thống với năng lực sản xuất điện năng dự kiến là 83 tỷ kWh/năm.
Cũng theo Quy hoạch điện VIII, tính riêng công suất các nhà máy điện khí trong nước và điện LNG dự kiến xây mới từ nay đến năm 2030 chiếm tới 41,88% tổng lượng công suất cần xây mới trên toàn quốc trong khi thời gian không còn nhiều.
Thời gian qua, thực hiện chỉ đạo của Chính phủ, Bộ Công Thương đã tổ chức nhiều cuộc họp để bàn thảo, lắng nghe các ý kiến nhằm giải quyết các vướng mắc, hoàn thiện cơ chế phát triển điện khí, đặc biệt đã hoàn thành dự thảo Nghị định của Chính phủ về cơ chế này để lấy ý kiến rộng rãi. Trong đó điểm nghẽn lớn nhất hiện nay là cơ chế giá mua bán điện và vấn đề bao tiêu.
 |
| Nhà máy điện khí (Ảnh minh hoạ) |
Là doanh nghiệp chịu trách nhiệm mua điện từ các nhà máy điện khí, Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) cũng đang gặp phải khó khăn trong đàm phán hợp đồng mua bán điện (PPA) với đối tác.
Theo báo cáo của EVN, đến thời điểm hiện tại, đơn vị đã nhận được hồ sơ để thực hiện đàm phán PPA của các dự án Nhơn Trạch 3 và Nhơn Trạch 4, Hiệp Phước, Bạc Liêu. Trong đó mới chỉ có PPA dự án Nhơn Trạch 3 và Nhơn Trạch 4 với chủ đầu tư là Tổng Công ty Điện lực Dầu khí Việt Nam đã thực hiện đàm phán theo mẫu PPA được quy định theo Thông tư số 57/2020/TT-BCT của Bộ Công Thương, các bên thống nhất cơ bản các nội dung liên quan tại PPA, trừ nội dung giá điện của dự án vẫn đang trong quá trình đàm phán. Dự án điện Hiệp Phước mới bắt đầu thực hiện đàm phán từ đầu năm 2024. Đối với các dự án còn lại, hiện nay các chủ đầu tư vẫn đang trong quá trình chuẩn bị đầu tư, đồng thời các chủ đầu tư cũng có một số đề xuất nội dung khác với PPA đã được quy định tại Thông tư 57/2020/TT-BCT, do đó việc đàm phán PPA vẫn chưa thể triển khai thực hiện.
Theo EVN, vướng mắc chính trong triển khai dự án do chủ đầu tư yêu cầu về tỷ lệ điện năng qua hợp đồng mua bán điện dài hạn. Từ ngày 1/7/2012, thị trường điện chính thức đi vào hoạt động, doanh thu của các nhà máy điện phụ thuộc vào diễn biến giá trên thị trường điện, giá hợp đồng mua bán điện dài hạn và sản lượng điện năng thông qua cơ chế thị trường điện và hợp đồng mua bán điện dài hạn. Do giá thị trường điện không ổn định,trong quá trình đàm phán PPA, các chủ đầu tư dự án điện khí LNG luôn đề nghị EVN thống nhất tỷ lệ điện năng qua hợp đồng mua bán điện dài hạn ở mức từ 72% - 90% trong toàn bộ thời hạn hợp đồng.
Các yêu cầu nêu trên hầu hết đều xuất phát từ: (i) Yêu cầu của các bên cho vay dự án nhằm đảm bảo dòng tiền ổn định cho toàn bộ thời gian trả nợ của chủ đầu tư, giảm thiểu rủi ro phát sinh trong quá trình tham gia thị trường điện; (ii) Yêu cầu của các đơn vị cung ứng và vận chuyển nhiên liệu LNG nhằm đảm bảo sự ổn định, tối ưu trong sản xuất cả về lượng và giá nhiên liệu trong dài hạn, việc lên kế hoạch vận tải đường biển quốc tế, đặc biệt khi Việt Nam là thị trường mới và nhỏ đối với các nhà cung ứng LNG quốc tế.
Theo các quy định hiện hành về thực hiện đàm phán PPA, tỷ lệ điện năng qua hợp đồng mua bán điện dài hạn được chủ đầu tư các nhà máy điện và EVN đàm phán, thỏa thuận, trường hợp hai bên không thống nhất sẽ thực hiện theo tỷ lệ do Bộ Công Thương công bố hàng năm theo Quy định thị trường điện. Tuy nhiên việc chấp thuận điều kiện này sẽ gây rủi ro phát sinh tăng giá điện và không công bằng với các loại hình nhà máy điện khác tham gia thị trường điện.
Cụ thể, do LNG là loại hình nhiên liệu có giá thành cao (giá LNG nhập khẩu về đến cảng của Việt Nam hiện ở mức 12 – 14 USD/triệu BTU) do đó giá thành phát điện của các nhà máy điện khí sử dụng nhiên liệu LNG hiện nay sẽ ở mức 2.400 ~ 2.800 đồng/kWh, cao hơn nhiều so với giá thành phát điện của các loại hình nguồn điện hiện hữu khác trong hệ thống. Đồng thời theo Quy hoạch điện VIII, dự kiến đến năm 2030 tổng công suất các nguồn điện khí LNG chiếm khoảng 15% tổng công suất nguồn điện quốc gia. Với giá thành phát điện cao, độ biến động lớn cùng yêu cầu cam kết sản lượng dài hạn như trên, chi phí mua điện đầu vào của EVN sẽ bị ảnh hưởng lớn, tác động mạnh đến giá bán lẻ điện đầu ra khi các nguồn điện LNG này vào vận hành.
Việc chấp thuận tỷ lệ điện năng qua hợp đồng mua bán điện dài hạn ở mức cao như đề nghị của các chủ đầu tư dự án thì những năm có nhu cầu sử dụng điện không cao sẽ tạo thành rủi ro tài chính đối với EVN. Đồng thời việc cam kết tỷ lệ điện năng qua hợp đồng mua bán điện dài hạn sẽ không công bằng với các loại hình nguồn khác đang tham gia thị trường điện (các nhà máy tham gia thị trường điện hiện nay đều không có cam kết dài hạn mà thực hiện hàng năm theo cân đối cung cầu thực tế). Theo định hướng phát triển thị trường điện thì tỷ lệ điện năng qua hợp đồng mua bán điện dài hạn sẽ giảm dần theo lộ trình phát triển thị trường điện nhằm tăng mức độ cạnh tranh qua thị trường giao ngay.
Theo tính toán của EVN về cân bằng cung cầu cập nhật mới nhất đến 2030, trường hợp các nguồn điện khí LNG tại quy hoạch điện 8 không vào vận hành theo tiến độ đã đề ra thì việc đảm bảo cung ứng điện cho giai đoạn các năm từ 2028 - 2030 có thể cả các năm sau 2030 sẽ bị ảnh hưởng. Sản lượng điện thiếu hụt hàng năm kể từ năm 2028 là từ 800 – 1,2 tỷ kWh/năm, trường hợp nhu cầu phụ tải tăng cao có thể dẫn đến thiếu hụt lớn lên đến trên 3 tỷ kWh/năm từ giai đoạn các năm sau 2030.
Từ các phân tích nêu trên, để đảm bảo khả năng thu xếp tài chính cho các dự án điện khí LNG, đảm bảo khả năng cung ứng điện cho giai đoạn sau năm 2028, EVN nhận thấy việc cam kết một mức tỷ lệ điện năng qua hợp đồng dài hạn nhằm đảm bảo hài hòa lợi ích nhà nước và các Chủ đầu tư trong giai đoạn trả nợ của dự án điện khí LNG là cần thiết và cần được quyết định bởi cơ quan nhà nước có thẩm quyền để áp dụng chung cho các dự án. Tỷ lệ trên do EVN đề xuất là 65%.
Ngoài các yêu cầu về cam kết tỷ lệ điện năng qua hợp đồng dài hạn của các dự án, trong quá trình đàm phán PPA, EVN cũng thường xuyên nhận được các đề nghị của các chủ đầu tư dự án điện khí LNG như: Đề nghị về Luật áp dụng của PPA là Luật nước thứ ba (thường là Luật Anh), xử lý tranh chấp tại trọng tài nước ngoài; Đề nghị có quy định về việc Chính phủ bảo đảm khả năng chuyển đổi ngoại tệ do doanh thu từ dự án là đồng Việt Nam nhưng các doanh nghiệp dự án phải chuyển đổi sang ngoại tệ để thanh toán vốn vay, tiền nhiên liệu hàng tháng hay các đề nghị liên quan đến cơ chế bồi thường do thay đổi Luật, cơ chế chấm dứt và thanh toán chấm dứt, quyền của bên cho vay đối với dự án...
Trên cơ sở đánh giá, EVN đề nghị Thủ tướng Chính phủ 3 nội dung gồm: (1) Xem xét, quyết định tỷ lệ điện năng qua hợp đồng dài hạn ở mức phù hợp trong thời gian trả nợ của dự án nhằm đảm bảo khả thi trong việc thu hút đầu tư các dự án điện khí LNG, tránh tác động mạnh lên giá bán lẻ cũng như đảm bảo sự cạnh tranh bình đẳng với các loại hình nguồn khác trên thị trường điện. (2) Chấp thuận về việc giá LNG nhập khẩu cùng các chi phí liên quan (tồn trữ, tái hóa, vận chuyển...) được chuyển ngang sang giá điện hợp đồng của các nhà máy điện, đồng thời chi phí mua điện từ các dự án điện khí LNG là các chi phí hợp lý, hợp lệ và được tính toán điều chỉnh trong giá bán lẻ điện; (3) Có ý kiến và quyết định đối với kiến nghị của các chủ đầu tư đối với các chính sách bảo lãnh chuyển đổi ngoại tệ, cơ chế bồi thường dự án do thay đổi luật như đã nêu.