Lo thu không đủ chi

Quy hoạch điện 8 xác định tăng tỷ trọng nguồn điện khí năm 2020 từ 7,08GW (10,2%) lên 32GW năm 2030, chiếm 21,8%  tổng công suất toàn hệ thống phát điện quốc gia. Đồng thời xác định sẽ xây mới 13 nhà máy điện khí với tổng công suất 22.400MW và đến năm 2035 xây thêm 2 nhà máy với công suất 3.000MW.

Hiện có 15 dự án điện LNG đã được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt trong Danh mục các dự án quan trọng, ưu tiên đầu tư của ngành điện. Tính đến thời điểm hiện tại, có 13 dự án điện LNG được chấp thuận chủ trương đầu tư, trong đó 5 dự án đang triển khai, 4 dự án đã tìm được nhà đầu tư, 4 dự án còn lại đang được các địa phương lựa chọn nhà đầu tư.

Trong Diễn đàn Tiềm năng phát triển thị trường điện khí tại Việt Nam hôm 14/12, ông Nguyễn Huy Hoạch, Hội đồng Khoa học Tạp chí Năng lượng Việt Nam, thông tin Dự án điện LNG Nhơn Trạch 3&4, một dự án nằm trong quy hoạch được triển khai từ 2017, nhưng 2 năm trở lại đây gần như “giậm chân tại chỗ” trong việc đàm phán giá điện và Hợp đồng Mua bán điện (PPA) với Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN).

Hiện Bộ Công Thương chưa ban hành khung giá phát điện cho Nhà máy điện LNG. EVN không có cơ sở để cam kết tổng sản lượng điện mua và bao tiêu sản lượng khí hàng năm. Đây cũng là cơ sở để các ngân hàng 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 có giá thành phát điện rẻ hơn.

“Cái khó là EVN hiện chưa có chính sách về chia sẻ rủi ro giữa hai bên, nhất là các điều khoản về thanh toán, điều này cũng đang gây khó khăn cho nhà đầu tư dự án. Công tác thu xếp vốn cho dự án cũng gặp thách thức không nhỏ, bởi đây là dự án điện độc lập nên phải tự thu xếp vốn mà không có bảo lãnh của Chính phủ như trước đây. Việc thu xếp vốn khó khăn hơn, chi phí vay cao hơn, chưa kể việc thu xếp vốn phụ thuộc vào PPA nhưng công tác đàm phán PPA lại kéo dài, chưa biết lúc nào kết thúc”, ông Nguyễn Huy Hoạch cho biết.

Dự án điện LNG Bạc Liêu đầu tư có 100% vốn nước ngoài đã được cấp Chứng nhận đầu tư từ đầu năm 2020, tới nay cũng chưa biết bao giờ kết thúc đàm phán giá điện và PPA. Gốc rễ khiến các dự án điện khí hiện đang trì trệ chính là giá bán điện cho EVN theo tính toán đang cao hơn giá bán lẻ điện bình quân mà EVN bán ra cho nền kinh tế.

Dưới góc độ nhà đầu tư, ông Mai Xuân Ba, đại diện Tổng Công ty Khí Việt Nam (PV Gas), mỗi nhà máy LNG phải đi kèm với kho cảng nhập và chứa. Như vậy theo quy hoạch thì từ Bắc tới Nam đều phải có cảng container. Ngoài yêu cầu mức đầu tư cảng lên tới trên 1 tỷ USD thì các yêu cầu xây dựng cảng cũng đạt tiêu chuẩn. Ví dụ cảng này phải xuất nhập được các tàu từ 100-150.000 tấn trở lên, nếu nhỏ hơn thì không hiệu quả. Chưa kể suất đầu tư cho một nhà máy điện cũng từ 1-1,5 tỷ USD.

“Hiện mới có 1 nhà máy điện khí đang xây dựng, chưa có nhà máy điện khí nào đi vào vận hành. Vậy thì làm sao đến 2030, 2035 hoàn thành 13-15 nhà máy theo quy hoạch điện 8. Trong khi vừa mới đi vào vận hành thời gian rất ngắn đã chuyển sang đốt kèm hydro, gây rủi ro rất lớn cho nhà đầu tư về câu chuyện duy trì vận hành liên tục để thu hồi vốn đầu tư bỏ ra”, ông Ba nói.

Dẫn vốn chảy vào điện khí

Theo chuyên gia, các chuyên gia và doanh nghiệp cho biết, nhà máy điện LNG muốn bán điện ở mức giá 8-9 UScent/kWh, thì giá LNG đầu vào phải quanh mức 12 USD/1 triệu BTU. Nếu giá lên tới 40-50 USD/1 triệu BTU, thì giá bán điện không thể dưới 20 UScent/kWh, rất khó để bán cho EVN.

Ngoài ra, việc cam kết chuyển đổi ngoại tệ, bảo đảm nghĩa vụ thanh toán cho EVN và bồi thường thiệt hại khi chấm dứt PPA, chuyển giá LNG sang giá bán điện, bao tiêu sản lượng điện… nhằm tới mục tiêu đảm bảo hiệu quả của dự án khi chưa có giá điện được xác định chính thức cũng là vấn đề cần được xem xét thấu đáo.

Dự án điện LNG có nhiều thách thức về nguồn cung và giá cả biến động nhanh, xu hướng giá cả tăng, giảm khó lường. Do vậy việc đặt ra xây dựng các nhà máy dùng LNG cần được xem xét kỹ càng về tính khả thi, cũng như tác động của giá LNG đến giá điện trong ngắn và trung hạn.

Để tránh loạn giá nhập khẩu LNG, theo ông Nguyễn Huy Hoạch, cần vai trò của Chính phủ, ngành ngoại giao, các bộ liên quan hỗ trợ nhà đầu tư để tìm kiếm và hợp tác với các nhà xuất khẩu thích hợp, đảm bảo giá LNG ổn định trong dài hạn.

“Hiện tại giá LNG về Việt Nam khoảng 10-12 USD một triệu BTU, cộng các chi phí (tồn trữ, tái hóa, vận chuyển), giá giao tới các nhà máy tăng thêm 2 USD, tương đương 12-14 USD. Mức này cao gấp 1,5 lần giá khí nội địa, dẫn tới tăng chi phí phát điện của các nhà máy và mua điện của EVN trong bối cảnh cân đối tài chính khó khăn”, ông Hoạch nói.

Đại diện PV GAS kiến nghị trong bán kính 200-300 km đổ lại, nên tích hợp một mô hình kho trung tâm, thay vì đầu tư kho độc lập để cung cấp cho nhiều nhà máy điện. Đặc biệt nên phát triển tuyến ống trục quốc gia dẫn khí tới các nhà máy sẽ tối ưu chi phí cho doanh nghiệp, đảm bảo an toàn cho cung cấp điện.

Theo PGS.TS Đinh Trọng Thịnh, muốn thu hút nguồn vốn phát triển điện khí phải giải quyết một số vấn đề liên quan đến cơ sở hạ tầng và cơ chế chính sách. Đối với vướng mắc của các địa phương liên quan đến quy hoạch, kế hoạch sử dụng đất, môi trường, hạ tầng truyền tải, thỏa thuận đấu nối, thỏa thuận mua bán điện..., Bộ Công Thương cần phối hợp chặt chẽ với các bộ, ngành liên quan và địa phương để kịp thời xem xét, giải quyết hoặc kiến nghị với cấp có thẩm quyền chỉ đạo giải quyết.

“Sự quyết liệt trong việc phối hợp giữa các Bộ, ban ngành, các địa phương trong giải quyết các khó khăn, vướng mắc để triển khai, thực hiện các dự án LNG sẽ tạo sự an tâm, tin tưởng vào các cơ quan công quyền để các nhà đầu tư an tâm đầu tư một lượng tiền rất lớn vào điện khí LNG”, ông Thịnh nói.