Giậm chân tại chỗ
Tại thời điểm cuối tháng 6/2023, Dự án Điện khí LNG Nhơn Trạch 3&4 vẫn không có tiến triển gì mới trong đàm phán hợp đồng mua bán điện (PPA) so với khi chia sẻ về những khó khăn, tồn tại ở Diễn đàn Năng lượng sạch Việt Nam vào giữa tháng 5/2023.
Trao đổi với phóng viên Báo Đầu tư, các bên liên quan trong việc đàm phán PPA đều cho hay, cơ quan chức năng chưa ban hành khung giá phát điện cho Nhà máy Điện khí LNG, nên việc đàm phán PPA gặp khó khăn vì không chốt được.
“Trước kia đã có các nhà máy điện chạy khí được xây dựng, nhưng việc đàm phán PPA diễn ra rất lâu rồi. Tới năm 2014, Bộ Công thương có Thông tư 57/2014/TT-BCT quy định phương pháp, trình tự xây dựng và ban hành khung giá phát điện, nhưng từ đó tới nay, chưa có thêm bất cứ dự án điện khí nào được triển khai, nên chưa có khung giá cho loại hình phát điện này được cơ quan quản lý nhà nước đưa ra”, một chuyên gia về đàm phán giá điện cho hay.
Được biết, trên thực địa, Dự án Điện khí LNG Nhơn Trạch 3&4 đã đi được nhiều hơn. Đó là bởi tại Điều 1, Thông tư 02/2023/TT-BCT đã bãi bỏ quy định “Hợp đồng mua bán điện giữa các bên phải được ký kết trước ngày khởi công xây dựng công trình” tại khoản 1, Điều 17, Thông tư 57/2020/TT-BCT.
Vì thế, dù vướng mắc trong đàm phán PPA, nhưng Dự án LNG Nhơn Trạch 3&4 vẫn triển khai thi công nhiều hạng mục. Tất nhiên, không phải dự án điện khí LNG nào cũng có can đảm làm như vậy.
Điều này có thể nhìn vào thực tế của Dự án Điện khí LNG Bạc Liêu đã được cấp giấy chứng nhận đầu tư tháng 1/2020, Dự án Điện khí LNG Quảng Ninh đã được khởi động công tác đầu tư vào tháng 10/2021, Dự án Điện khí LNG Hải Lăng sau khi được chấp thuận chủ trương đầu tư vào tháng 10/2021 đã khởi công hợp phần kỹ thuật vào tháng 1/2022, hay Dự án Điện khí LNG Long An I & II đã được chấp thuận chủ trương đầu tư vào ngày 19/3/2021…
Ông Nguyễn Bình, chuyên gia tư vấn các dự án điện cho hay, vướng mắc lớn nhất để các dự án có thể triển khai trên thực địa có thể kể tới là việc cam kết tổng sản lượng điện mua hàng năm (Qc) từ phía Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) và bao tiêu sản lượng khí hàng năm.
Đã có dự án điện khí LNG khi gặp vướng mắc này thì Chính phủ có ý kiến rằng, “đây là thỏa thuận sản xuất, kinh doanh của doanh nghiệp”, Bộ Công thương cũng cho rằng “đơn vị cần báo cáo cấp cao hơn”, còn EVN thì cho biết “không đủ thẩm quyền để quyết định”.
Trong khi đó, việc cam kết sản lượng điện phát và tiêu thụ khí hàng năm là rất quan trọng, là cơ sở để các tổ chức tài chính xem xét tài trợ tín dụng cho dự án, cũng như dự án mua được nguồn LNG giá tốt thông qua hợp đồng mua LNG dài hạn để giá điện rẻ hơn.
Đó là, chưa kể tới câu chuyện thời điểm xác định khối lượng LNG mua bán cho năm tới trên thị trường quốc tế được xác định vào tháng 8 hàng năm, trong khi để vận hành hệ thống điện và tính toán các nguồn sẽ huy động bao nhiêu cho năm tiếp theo lại được xác định vào tháng 12 hàng năm.
Thực tế này khiến cho các doanh nghiệp có nhà máy điện khí LNG gặp thách thức khi đàm phán mua LNG dài hạn vì không rõ khối lượng được phát năm sau ra sao.
Giá điện - rào cản chưa gỡ
“Rào cản lớn nhất hiện nay của nhà máy điện khí LNG vẫn là giá thành cao, nguyên liệu đầu vào cho sản xuất điện phụ thuộc nhập khẩu. Vì thế, các nhà máy cần được chạy ở tải nền mới có thể có giá tốt và dễ chấp nhận hơn. Tuy nhiên, hiện chưa có khung giá phát điện của các dự án điện khí LNG, nên cũng chưa biết đàm phán mức bao nhiêu là hợp lý, bởi nếu chỉ nhìn với mức giá LNG thế giới thời gian qua có những lúc lên tới 30 USD/triệu BTU, thì giá mua điện từ nguồn điện khí LNG sẽ cao hơn rất nhiều so với giá bán lẻ điện mà EVN bán ra cho nền kinh tế, các cơ quan giám sát tài chính của EVN khó lòng chấp nhận được, nên EVN cũng chẳng thể quyết được việc mua bán này”, chuyên gia đàm phán PPA nói trên cho hay.
Đại diện Tổng công ty Điện lực Dầu khí (PV Power), chủ đầu tư Dự án Điện khí Nhơn Trạch 3&4 từng chia sẻ, theo các quy định và cơ chế vận hành thị trường điện hiện nay, các dự án điện LNG chưa có cơ chế cụ thể để khuyến khích đầu tư phục vụ việc vận hành ổn định lưới điện. Sản lượng điện mua hàng năm Qc cho nhà máy điện khí LNG chưa có quy định nên không thống nhất được với bên mua điện EVN. Trong khi đó, tại Báo cáo khả thi (FS), nhà đầu tư căn cứ quy định tạm xác định số giờ vận hành phát điện là 6.000 giờ/năm và số năm vận hành là 25 năm để tính toán hiệu quả dự án. Do vậy, kết quả vận hành sau này có thể không đạt được như dự kiến trong FS.
Có thể nhìn vào thực tế triển khai sau cấp phép tại Dự án Điện khí LNG Bạc Liêu cũng thấy rõ điều này. Dù nhắc tới giá điện sẽ quanh mức 7 UScent/kWh, nhưng chủ đầu tư của dự án này đưa ra hàng loạt vấn đề cần các cơ quan của Chính phủ cam kết thì mới triển khai dự án.
Đó là cam kết về chuyển đổi ngoại tệ, bảo đảm nghĩa vụ thanh toán cho EVN và bồi thường thiệt hại khi chấm dứt PPA, chuyển giá khí LNG sang giá bán điện, bao tiêu sản lượng điện…
“Các cam kết này cũng nhằm tới mục tiêu đảm bảo hiệu quả của dự án khi chưa có giá điện được xác định chính thức. Còn như các dự án điện gió, điện mặt trời từng có giá FIT hấp dẫn thì nhà đầu tư vẫn ào ạt đổ xô vào mà chả cần Chính phủ đưa ra bất cứ cam kết nào khác”, ông Nguyễn Bình nhận xét.
Tại Quy hoạch Điện VIII, giá LNG (quy về năm 2020, không tính trượt giá) đến Việt Nam được dự báo là 10,6 USD/1 triệu BTU giai đoạn 2021-2045 và giá đến nhà máy điện trung bình là 11,8 USD/1 triệu BTU. Với mức giá này, giá điện sản xuất ra vào khoảng 9,2 UScent/kWh.
Theo tính toán của các chuyên gia về lập quy hoạch điện, với một dự án 3.200 MW, khi giá LNG dao động từ 10 USD đến 20 USD, 30 USD và 40 USD/MMBTU, thì giá bán điện tương ứng sẽ là 9,03 UScent/kWh - 15,5 UScent - 22,07 UScent - 28,6 UScent/kWh.
Để phát triển khoảng 23.000 MW điện khí từ LNG, nhu cầu nhập khẩu LNG hàng năm sẽ khoảng 15-17 triệu tấn.
