Không dễ đồng thuận về tỷ lệ điện năng qua hợp đồng

Bộ Công thương đề xuất mức tối thiểu 70%, EVN đề xuất 65%

Trong Dự thảo Nghị định về Cơ chế phát triển các dự án điện sử dụng khí thiên nhiên và LNG với thời gian từ nay tới năm 2030, Bộ Công thương đề xuất, trong giai đoạn đến năm 2030, Chính phủ quy định tỷ lệ Qc mua bán điện dài hạn ở mức tối thiểu bằng 70% trong thời gian trả nợ của dự án nhà máy điện.

Thời gian áp dụng tỷ lệ này được đề xuất là không quá 7 năm, nhằm đảm bảo khả thi trong việc thu hút đầu tư, đồng thời tránh tác động mạnh lên giá bán lẻ cũng như đảm bảo sự cạnh tranh bình đẳng với các loại hình nguồn điện khác.

Ngoài ra, Bộ Công thương đề xuất, Chính phủ đồng ý nguyên tắc cơ chế chuyển ngang giá khí sang giá điện của các nhà máy điện. Giá điện trong hợp đồng mua bán điện được tính bằng USD, việc thanh toán được thực hiện bằng đồng Việt Nam.

Tỷ lệ Qc tối thiểu bằng 70% trong Dự thảo Nghị định cao hơn mức 65% mà EVN đề nghị trước đó.

Trong báo cáo, EVN cho hay, các nhà đầu tư điện khí LNG nhập khẩu muốn được cam kết bao tiêu Qc ở mức 72 - 90% trong toàn bộ thời hạn hợp đồng. Yêu cầu này xuất phát từ các bên cho vay nhằm đảm bảo dòng tiền ổn định để chủ đầu tư trả nợ. Các bên cung ứng và vận chuyển nhiên liệu LNG cũng thường yêu cầu quy định tỷ lệ huy động để đảm bảo ổn định về lượng và giá nhiên liệu trong dài hạn. Việc này còn giúp họ có thể lên kế hoạch vận tải đường biển quốc tế, đặc biệt khi Việt Nam là thị trường mới và nhỏ với các nhà cung ứng LNG quốc tế.

“Tuy nhiên, chấp thuận điều kiện Qc 72 - 90% như đề xuất của nhà đầu tư sẽ gây rủi ro làm tăng giá điện”, EVN nhận xét.

Cụ thể, theo tính toán của EVN, khí LNG có giá thành cao, ở mức 12 - 14 USD/triệu BTU khi nhập khẩu về đến cảng của Việt Nam. Như vậy, giá thành phát điện của nhà máy điện khí sử dụng nhiên liệu LNG nhập khẩu sẽ ở mức 2.400 - 2.800 đồng/kWh, cao hơn nhiều so với các nguồn điện khác.

Với giá thành phát điện cao, độ biến động lớn và yêu cầu cam kết sản lượng dài hạn, chi phí mua điện đầu vào của EVN sẽ bị ảnh hưởng lớn, tác động mạnh đến giá bán lẻ điện đầu ra.

Tuy vậy, để tránh nguy cơ thiếu điện, EVN cho rằng, xác định rõ Qc qua hợp đồng dài hạn nhằm đảm bảo hài hòa lợi ích các bên là cần thiết và đã kiến nghị Thủ tướng Chính phủ quyết định tỷ lệ ở mức phù hợp trong giai đoạn trả nợ của dự án với mức đề xuất là khoảng 65%.

Nhà đầu tư khó mặn mà

Trong chuyến làm việc tại Hàn Quốc của lãnh đạo tỉnh Quảng Trị với liên danh T&T Group - Tập đoàn Năng lượng Hanwha HEC - Tổng công ty khí Hàn Quốc KOGAS - Công ty Điện lực Nam Hàn Quốc KOSPO về việc đẩy nhanh tiến độ Dự án LNG Hải Lăng giai đoạn I vào giữa tháng 4/2024, các nhà đầu tư đề nghị UBND tỉnh Quảng Trị kiến nghị Chính phủ, Bộ Công thương, EVN chấp thuận tỷ lệ bao tiêu sản lượng điện của Dự án phù hợp, với mức Qc là 85 - 90% để đảm bảo tính khả thi của việc thu xếp vốn.

Bên cạnh đó, nhà đầu tư đề nghị sớm phê duyệt phương án đấu nối và đẩy nhanh tiến độ hoàn thiện đường dây, trạm biến áp, đảm bảo phù hợp với tiến độ vận hành thương mại của Dự án và quan tâm hỗ trợ công tác giải phóng mặt bằng.

Như vậy, tỷ lệ Qc 85 - 90% theo mong muốn của các nhà đầu tư dự án điện khí LNG chênh lệch khá lớn so với mức 65% mà EVN đề nghị, hay mức 70% mà Bộ Công thương đề xuất trong thời gian 7 năm.

Trao đổi với phóng viên Báo Đầu tư, một lãnh đạo của Tổng công ty Điện lực Dầu khí (PV Power) - đơn vị đang triển khai Dự án Nhiệt điện khí LNG Nhơn Trạch 3 và 4 cho hay, mức Qc cam kết 70% có thể chấp nhận được, nhưng thời gian cần phải dài hơn. Nếu chỉ quy định 7 năm, sẽ khó cho nhà đầu tư, nhất là các dự án có vốn nước ngoài. Vì thời gian vay vốn của dự án thường kéo dài 10 - 15 năm, nếu chỉ cam kết 7 năm, ngân hàng khó chấp thuận cho vay.

Cùng quan điểm, một nhà đầu tư khác cho biết, quy định Qc 70% trong 7 năm, thì chỉ doanh nghiệp nhà nước mới dám làm, còn doanh nghiệp tư nhân và FDI không dễ lựa chọn.

Theo phân tích của nhà đầu tư này, dự án điện khí LNG thường có quy mô cả tỷ USD, nếu không có cam kết, thì rất khó vay vốn. “Để trả nợ được ngân hàng, thì dự án phải bán được khoảng 80 - 85% sản lượng điện theo công suất thiết kế hàng năm và thời gian trả nợ phải kéo dài ít nhất là 9 - 12 năm, tùy theo loại hình và quy mô dự án”, nhà đầu tư nói.

Ngoài Hợp đồng mua bán điện mà Qc là điểm nhấn chính, còn nhiều vấn đề khác ảnh hưởng tới hiệu quả của dự án như tỷ giá, cắt giảm công suất. “Trường hợp xảy ra sự cố đường dây 500 kV, thì phải cắt giảm công suất và không được đền bù; hay trường hợp giá khí tăng, tỷ giá tăng… cũng phải làm rất rõ trong quá trình đàm phán…”, nhà đầu tư dự án điện khí nêu vấn đề. Theo ông, tỷ giá VND/USD đang ở mức trên 25.000 VND/USD cũng là thách thức cho nhà đầu tư khi triển khai dự án tỷ đô.

Đối với dự án điện khí, thông thường, cần khoảng 7,5 năm kể từ khi dự án được giao chủ đầu tư thì mới đi tới bước vận hành thương mại. Trước đó, việc chọn nhà đầu tư phát triển dự án do UBND tỉnh thực hiện cũng cần khoảng 1 - 3 năm.

Theo tính toán của Bộ Công thương, thời gian để hoàn tất việc thành lập, phê duyệt Hồ sơ Báo cáo khả thi và các văn bản pháp lý cần thiết cho dự án điện khí LNG mất khoảng 2 - 3 năm. Tiếp đó, cần 2 - 4 năm để đàm phán Hợp đồng Mua bán điện (PPA) và thu xếp vốn vay, tủy thuộc vào năng lực, kinh nghiệm và tài chính của nhà đầu tư. Thời gian xây dựng đưa vào vận hành một nhà máy công suất 1.500 MW trung bình là 3,5 năm.

Do cần nhiều thời gian để thực hiện các công đoạn nói trên, nên để có thể đi vào vận hành từ năm 2030, các dự án phải có điều kiện kèm theo là đàm phán xong PPA và thu xếp vay vốn trước năm 2027.

Thanh Hương