Rủi ro phát sinh tăng giá điện

Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) vừa có văn bản gửi Thủ tướng Chính phủ báo cáo vướng mắc trong triển khai các dự án điện khí LNG tại quy hoạch điện 8.

nhiet dien 1 01.jpg
Dự kiến phát điện thương mại Nhà máy nhiệt điện Nhơn Trạch 3 vào tháng 11/2024. Ảnh: PVPower

Đến thời điểm hiện tại, EVN cho biết đã nhận được hồ sơ để thực hiện đàm phán Hợp đồng mua bán điện (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 (PVPower) 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”, EVN cho hay.

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 (nghiên cứu chuẩn bị dự án, xây dựng báo cáo nghiên cứu khả thi và hoàn thiện các thủ tục pháp lý liên quan), 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.

Ngoài ra, 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.

EVN cảnh báo 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 8, dự kiến đến năm 2030 tổng công suất các nguồn điện khi 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”, EVN quan ngại.

Ngoài ra, theo EVN, 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.

Bởi lẽ 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.

Tuy nhiên, trước nguy cơ thiếu điện những năm tới, 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%.

Loạt đề xuất 'hóc búa' 

Bên cạnh 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 “hóc búa” của các chủ đầu tư dự án điện khí LNG.

Đó là chủ đầu tư 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. Về vấn đề này, căn cứ các quy định tại Luật Đầu tư cũng như Luật Đầu tư theo phương thức đối tác công tư trong đó yêu cầu Luật áp dụng là Luật Việt Nam, xử lý tranh chấp tại Trọng tài Việt Nam hoặc Tòa án Việt Nam, vì vậy trong quá trình đàm phán, EVN không thể chấp thuận các kiến nghị nêu trên của các chủ đầu tư dự án.

Chủ đầu tư cũng 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.

Các yêu cầu khác về 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.

“Các yêu cầu nêu trên cũng xuất phát từ tiền lệ các hợp đồng BOT của các dự án điện trước đây, không phải là các điều khoản thuộc PPA và nằm ngoài thẩm quyền quyết định của EVN”, EVN đánh giá.

Với những vướng mắc trên, Tập đoàn Điện lực Việt Nam đề nghị Thủ tướng Chính phủ 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.

EVN đề xuất 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.

EVN cũng muốn nhận được 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 trên.

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.