Dự thảo Nghị định về cơ chế mua bán điện khí của Việt Nam

Bế tắc trong đàm phán giá mua bán điện khí LNG - Nhìn từ báo cáo của EVN gửi Chính phủ Do khó khăn trong việc đàm phán hợp đồng mua bán điện (PPA) với chủ đầu tư các dự án điện khí LNG về lượng bao tiêu điện năng (Qc), trong khi Bộ Công Thương chưa ban hành khung giá phát điện đối với nhà máy điện LNG, mới đây EVN đã kiến nghị Thủ tướng Chính phủ cho ý kiến chỉ đạo để giải quyết dứt điểm các vướng mắc này. Sau khi nghiên cứu nội dung báo cáo và các tài liệu liên quan, chuyên gia Tạp chí Năng lượng Việt Nam có một vài phân tích, nhận định ban đầu dưới đây.

Nghị định này áp dụng đối với các tổ chức, cá nhân tham gia đầu tư dự án nhà máy điện sử dụng khí thiên nhiên trong nước và khí thiên nhiên hóa lỏng (LNG) nhập khẩu. Cụ thể như sau:

- Đơn vị phát điện sở hữu nhà máy điện khí đấu nối vào hệ thống điện quốc gia.

- Các đơn vị điện lực bao gồm: Tập đoàn Điện lực Việt Nam, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam, đơn vị điều độ hệ thống điện và điều hành giao dịch thị trường điện.

Cơ chế cho nhà máy điện khí sử dụng khí tự nhiên trong nước:

- Đối với những dự án trọng điểm về dầu khí góp phần quan trọng vào phát triển kinh tế, bảo đảm an ninh năng lượng quốc gia, an ninh quốc phòng và bảo vệ chủ quyền Việt Nam, Chính phủ đồng ý nguyên tắc chuyển ngang giá khí sang giá điện của các nhà máy điện.

- Bộ Công Thương hướng dẫn cơ chế tiêu thụ sản lượng khí thượng nguồn mỏ khí Cá Voi Xanh, khí Lô B.

Cơ chế cho dự án nhà máy điện khí sử dụng LNG nhập khẩu:

- Các tổ chức, cá nhân tham gia đầu tư dự án nhà máy điện sử dụng LNG phải chủ động thực hiện các dự án đã có trong Quy hoạch điện theo đúng quy định, bảo đảm hiệu quả. Thống nhất việc các doanh nghiệp phải chủ động đàm phán, ký kết và chịu trách nhiệm về các hợp đồng, thỏa thuận thương mại.

- Chính phủ đồng ý nguyên tắc cơ chế chuyển ngang giá khí sang giá điện của các nhà máy điện.

- Trong giai đoạn đến năm 2030, Chính phủ quy định tỷ lệ điện năng qua hợp đồng mua bán điện dài hạn ở mức tối thiểu bằng 70% trong thời gian trả nợ của dự án nhà máy điện, nhưng không quá 7 năm nhằm đảm bảo khả thi trong việc thu hút đầu tư, tránh tác động mạnh lên giá bán lẻ, cũng như đảm bảo sự cạnh tranh bình đẳng với các loại hình nguồn điện khác trên thị trường điện.

Một số nội dung chính áp dụng trong hợp đồng mua bán điện:

- Đơn vị phát điện ký hợp đồng với Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) theo mẫu do Bộ Công Thương ban hành để tham gia thị trường bán buôn điện cạnh tranh và bán điện năng của nhà máy điện lên thị trường điện giao ngay.

Chi phí mua điện của các nhà máy điện sử dụng khí tự nhiên khai thác trong nước, LNG nhập khẩu là các chi phí hợp lý, hợp lệ và được tính toán điều chỉnh trong giá bán lẻ điện.

- Ngôn ngữ hợp đồng sử dụng là tiếng Việt. Bên mua và bên bán có thể thỏa thuận bổ sung hợp đồng với ngôn ngữ sử dụng bằng tiếng Anh, các bên có thể thỏa thuận tiếng Anh sẽ được ưu tiên áp dụng.

- Luật điều chỉnh và giải quyết tranh chấp tuân thủ theo quy định pháp luật Việt Nam. Các bên có thể thỏa thuận để áp dụng luật nước ngoài phù hợp với những vấn đề chưa được pháp luật Việt Nam quy định đầy đủ.

- Giá điện trong hợp đồng mua bán điện được tính bằng USD, việc thanh toán được thực hiện bằng đồng Việt Nam.

Góc nhìn chuyên gia:

Như chúng ta đã cho biết: Hiện nay EVN đang đàm phán hợp đồng mua bán điện (PPA) với dự án điện khí Nhơn Trạch 3 - 4 và đã bắt đầu đàm phán với Nhà máy điện khí Hiệp Phước. Song EVN gặp vướng mắc do chưa thống nhất được tỷ lệ bao tiêu sản phẩm - tức là cam kết huy động sản lượng điện từ các nhà máy này.

Thông thường, đối với các dự án điện LNG, số giờ sử dụng công suất lắp máy nếu đạt được khoảng 6.000 giờ/năm - tức cam kết hệ số huy động công suất lắp máy từ các nhà máy này chiếm tỷ lệ khoảng 68,5% và với giá bán điện hợp lý thì mới đem lại hiệu quả cho nhà đầu tư. Tuy nhiên, các chủ đầu tư điện khí LNG luôn đề nghị tỷ lệ này 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).

Rõ ràng, nếu EVN chấp thuận điều kiện này sẽ có rủi ro làm tăng giá điện. Với giá thành phát điện cao, độ biến động giá lớn (phụ thuộc vào giá khí LNG nhập khẩu) và 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 khí LNG đi vào vận hành (đến năm 2030 chiếm tỷ lệ 14,8% trong toàn hệ thống).

Ví dụ, với giá LNG trung bình hiện ở mức 12 USD/triệu BTU, tính ở mức hệ số công suất nhà máy điện là 70%, giá thành mỗi kWh điện từ loại hình này lên tới 2.780 đồng/kWh. Và với giá bán lẻ bình quân năm 2023 là 2006,79 đồng/kWh, lỗ riêng của EVN do chênh lệch giá mua so với giá bán lẻ là 773,23 đồng/kWh (chưa kể chi phí quản lý, tổn thất lưới truyền tải, phân phối…).

Ngoài ra, nếu EVN chấp nhận điều kiện này trong PPA sẽ tạo ra tiền lệ mới và không công bằng với các loại hình nhà máy điện khác đang vận hành trong hệ thống điện Việt Nam. Các nhà máy điện hiện tại đang vận hành đều không có cam kết dài hạn, mà thực hiện hàng năm theo cân đối cung cầu thực tế. Thậm chí, theo định hướng, tỷ lệ này sẽ phải giảm dần nhằm tăng lượng điện cạnh tranh qua thị trường giao ngay.

Vì bế tắc trong đàm phán PPA với các nhà đầu tư nhà máy điện khí LNG, nên EVN đã phải cầu cứu đến Thủ tướng Chính phủ. Ngày 12/4/2024 tại văn bản số 1986/EVN-TTĐ về “một số vướng mắc trong triển khai các dự án điện khí LNG trong Quy hoạch điện VIII”, EVN đã kiến nghị Thủ tướng Chính phủ xem xét, quyết định tỷ lệ điện năng qua các 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 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 hệ số công suất nguồn điện LNG có thể khoảng 65% (tương đương 5.690 giờ/năm số giờ sử dụng công suất lắp máy).

Theo nhìn nhận của chuyên gia Tạp chí Năng lượng Việt Nam: Khi Bộ Công Thương chưa ban hành khung giá phát điện cho nhà máy điện LNG, việc EVN từ chối cam kết tổng sản lượng điện mua hàng năm (Qc) dài hạn là hợp lý, bởi sẽ có rủi ro lớn trong tương lai khi EVN phải trả tiền tương ứng với sản lượng Qc đã cam kết với giá điện cao hơn giá bán. Còn nếu sản lượng của điện LNG được huy động thấp để đưa các nguồn có giá rẻ hơn vào, EVN vẫn phải trả tiền cho nguồn này theo sản lượng đã cam kết.

Nhìn sang Thái Lan cho thấy: Hệ thống điện của quốc gia này dựa chủ yếu vào điện khí (chiếm sản lượng 53% của 215 tỷ GWh vào năm 2022), đóng vai trò chủ đạo trong hệ thống điện. Tuy nhiên, các nhà máy điện khí của Thái Lan ban đầu dự tính chạy nền trong biểu đồ phụ tải đã phải chuyển sang chạy lưng, hay phủ đỉnh với tỷ lệ huy động dưới 50% số giờ sử dụng công suất lắp máy, do nhu cầu phụ tải thấp hơn dự báo, nhưng chủ đầu tư các nhà máy điện khí vẫn đảm bảo lợi nhuận do Thái Lan thực hiện giá điện hai thành phần. Cụ thể là tiền thanh toán cho sự sẵn sàng có điện (sự sẵn sàng cấp điện chi trả cho chi phí đầu tư cơ bản, chi phí bảo trì cố định) và thanh toán cho sản lượng điện.

Trung Quốc cũng có chính sách giá điện hai thành phần tương tự, vì số giờ vận hành điện LNG chỉ đạt dưới 2.500 giờ/năm.

Cụ thể hơn, chúng ta có thể tham khảo nhà máy điện khí chu trình hỗn hợp Shanghai Lingang ở Pudong - nhà máy bán được nhiều điện nhất ở Thượng Hải hiện nay: Với 4 tổ máy chu trình hỗn hợp có tổng công suất đặt 1.400 MW, trong năm 2023 nhà máy phát ra lượng điện 3,26 tỷ kWh (tương đương số giờ phát 2.329 giờ). Nếu áp giá tháng 3/2024, thì nhà máy thu nhập từ bán điện năng theo giá 0,6283 NDT/kWh, được 2,048 tỷ NDT/năm (tương đương 284 triệu USD). Doanh thu từ công suất theo giá 36,5 NDT/tháng.kW được 613,2 triệu NDT (tương đương 85 triệu USD). Như vậy, doanh thu của nhà máy trong năm là hơn 2,661 tỷ NDT.

Hiện tại nước ta chưa thí điểm thực hiện giá điện hai thành phần, do đó, chuyên gia Tạp chí Năng lượng Việt Nam cho rằng: Việc EVN đề nghị Thủ tướng Chính phủ quyết định tỷ lệ điện năng qua các hợp đồng dài hạn đối với điện khí LNG ở mức phù hợp để tháo gỡ ách tắc trong đàm phán PPA giữa EVN với chủ đầu tư các dự án là nhằm đảm bảo thực hiện các dự án điện khí LNG theo Quy hoạch điện VIII đúng tiến độ, đảm bảo an ninh cung cấp điện giai đoạn 2025-2030. Nhưng về lâu dài, cần chấp nhận ảnh hưởng của giá điện khí LNG làm tăng giá điện bán lẻ.

Hơn nữa, để thị trường điện vận hành thực chất, cần sớm thực hiện giá điện hai thành phần, trước hết đối với các nguồn cung cấp điện, đảm bảo sự cạnh tranh bình đẳng của loại hình nguồn trên thị trường điện Việt Nam. Còn giai đoạn tiếp theo là xem xét áp dụng giá điện hai thành phần (công suất và điện năng) với các hộ tiêu thụ điện lớn./.

BBT TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM