Hợp đồng mua bán điện khí của Thái Lan - Một số đặc điểm Việt Nam cần tham khảo

Các khuyến nghị về phát triển điện LNG trong Quy hoạch điện VIII của Việt Nam Trong bài viết dưới đây, chuyên gia Tạp chí Năng lượng Việt Nam sẽ phân tích chiến lược (SWOT) trong phát triển ngành điện LNG của Việt Nam (điểm mạnh, điểm yếu; cơ hội, rủi ro, thách thức) và các khuyến nghị về phát triển điện LNG trong Quy hoạch điện VIII. Rất mong nhận được sự chia sẻ, thảo luận của các chuyên gia, nhà quản lý và bạn đọc.

Diễn biến phụ thu nhiên liệu và giá bán lẻ điện ở Thái Lan - Gợi ý cho Việt Nam Hồi tháng 5/2023, Tạp chí Năng lượng Việt Nam đã có bài báo phân tích về cấu trúc giá bán lẻ điện ở Thái Lan. Lúc đó tình hình đang nóng vì giá khí ở mức cao. Để bổ sung giá điện công nghiệp và diễn biến phụ thu nhiên liệu, chúng tôi cập nhật những thay đổi gần nhất để bạn đọc tham khảo, đồng thời cũng là gợi ý cho vấn đề giá điện ở Việt Nam.

Hệ thống điện của Thái Lan dựa chủ yếu vào điện khí, chiếm sản lượng 53% của 215 tỷ GWh vào năm 2022. Do đó, điện khí đóng vai trò chủ đạo trong hệ thống điện của Thái Lan.

Công ty Điện lực Quốc gia Thái Lan (EGAT) vận hành toàn bộ hệ thống điện. Tương tự như Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN), EGAT chiếm khoảng 34% công suất đặt và 50% sản lượng điện hệ thống. Điện nhập khẩu chiếm 16% sản lượng và là nguồn cung cấp điện giá rẻ giúp cho giá điện bán lẻ không quá cao. Giá điện bán lẻ trung bình hiện tại của Thái Lan ở mức 3.090 VNĐ/kWh (cao gấp rưỡi giá điện của Việt Nam).

Dự án Nhà máy điện khí Ayudhaya (thuộc Công ty cổ phần Gulf JP UT - GUT) do Công ty Electric Power Development Company Ltd (J-POWER) của Nhật Bản sở hữu 60% cổ phần và 40% cổ phần thuộc Công ty Gulf Energy Development Public Company Ltd (GED) - một công ty chuyên xây dựng các nhà máy phát điện độc lập (IPP) hàng đầu của Thái Lan.

Dự án bao gồm: Thiết kế, xây dựng và vận hành một nhà máy điện khí tua bin chu trình hỗn hợp (CCGT), công suất 1.600 MW trên cơ sở mô hình xây dựng - sở hữu - vận hành (BOO) nhượng quyền 25 năm tại Khu công nghiệp Rojana (tỉnh Ayutthaya, Thái Lan), cách Thủ đô Bangkok 60 km về phía Bắc.

Dự án bán điện theo hợp đồng mua bán điện (PPA) có giá trị 25 năm cho EGAT. Chi phí xây dựng ước tính 1.651 triệu USD vào năm 2012 và thực tế đã đầu tư 1.516 triệu USD khi hoàn thành vào năm 2015 (giảm được 8%). Ngân hàng Phát triển châu Á (ADB) cho Gulf JP vay 185 triệu USD. Một số các tổ chức tài chính quốc tế khác bao gồm: Ngân hàng Hợp tác Quốc tế Nhật Bản (JBIC), Ngân hàng Tokyo - Mitsubishi UFJ, Ltd, Sumitomo Mitsui Banking Corporation và một số ngân hàng Thái Lan cho vay 1.253 triệu USD.

Công ty Gulf JP thắng thầu dự án này trong đợt đấu thầu các nhà sản xuất điện độc lập (IPP) vòng 2 ở Thái Lan (từ năm 2007). Đợt đấu giá này có 20 công ty tham gia, với tổng công suất 17.047 MW, trong đó có 4 công ty được chọn trên cơ sở chi phí thấp nhất. Trong đợt đấu thầu này, Gulf JP giành được 2 dự án. Dự án thứ hai là Nhà máy điện khí Nong Saeng.

Hai nhà máy điện khí này đã được lên kế hoạch từ những năm 1990, khi Chính phủ Thái Lan bỏ độc quyền phát điện và khuyến khích các công ty tư nhân tham gia. Mục tiêu là để tăng hiệu quả ngành điện, khuyến khích cạnh tranh và giảm giá điện cho người dùng cuối.

Dự án được thiết kế ban đầu nhằm cung cấp nguồn điện nền tin cậy, chi phí thấp cho Thái Lan. Thời gian đưa vào vận hành (COD) dự tính từ 2012 đến 2014, nhưng thực tế là 2015. Theo Quy hoạch điện 2007 - 2021 lúc đó, trong giai đoạn 2010 đến 2030 nhu cầu điện của Thái Lan sẽ tăng trưởng 4,22%/năm.

Dự án bao gồm 2 tổ máy, mỗi tổ máy công suất 800 MW, sử dụng tua bin Mitsubishi M701F4 có hiệu suất nhiệt 50% - là mức cao hơn các tua bin cùng thời, có khí thải, cũng như độ ồn thấp hơn và có thể chạy bằng dầu FO khi cần thiết.

Công ty Gulf JP ký hợp đồng bán điện PPA có thời hạn 25 năm với EGAT vào tháng 10 năm 2008. Theo hợp đồng, công ty phát điện sẽ nhận được hai khoản: Tiền thanh toán cho sự sẵn có điện (trực máy) và thanh toán cho sản lượng điện. Tiền thanh toán cho sự sẵn sàng cấp điện chi trả cho chi phí đầu tư cơ bản, chi phí bảo trì cố định, lãi cổ phần, và trả nợ vay. Về ngoại tệ, tiền chi trả cố định (bao gồm hợp phần USD), trong đó 50% tiền thanh toán được tính theo USD. Điều khoản này làm giảm rủi ro tỷ giá đối với dự án. Phần chi trả theo sản lượng điện (bao gồm chi phí nhiên liệu, chi phí vận hành và bảo dưỡng - O&M) biến đổi, cung cấp nguyên tắc chuyển ngang giá nhiên liệu, cũng như chi phí O&M biến đổi cho EGAT.

Cấu trúc của PPA, cùng với độ tin cậy của bên mua (EGAT) đã đem lại cho dự án dòng tiền thích hợp để thanh toán nợ, mặc dù tỷ lệ huy động thấp từ ngày vận hành đến nay.

Nguồn cung cấp khí tự nhiên cho dự án là hợp đồng mua khí 25 năm với PTT - Công ty Dầu Quốc gia Thái Lan. Hợp đồng này tuân theo thỏa thuận bán khí thuộc chương trình IPP tổng thể giữa PTT và EGAT, do đó đã giảm rủi ro cơ bản cho dự án. EGAT chịu trách nhiệm về rủi ro mất nguồn khí và trách nhiệm lấy khí - hoặc - trả tiền (take - or - pay) đối với PTT. Vì PPA cho các nhà máy điện độc lập (IPP) không quy định sản lượng lượng điện huy động tối thiểu, nên nguyên tắc lấy khí - hoặc - trả tiền không áp dụng cho các IPP.

Nhà máy có các công trình kèm theo bao gồm: 20,3 km đường ống dẫn khí từ trạm khí Wang Noi-Kaeng Koi của PTT và 16,4 km đường truyền tải do EGAT xây dựng (GUT hoàn trả tiền sau) để truyền tải điện từ nhà máy đến trạm biến áp Pha Chi 2. Trong hợp đồng PPA có “chi phí công trình kèm theo” để chi cho việc xây dựng những công trình này.

Theo đánh giá của ADB: Sau 4 năm hoạt động, các chỉ số hoạt động của nhà máy ở mức hài lòng, với mức sẵn sàng trung bình đạt 97,5% so với 94,4% theo dự toán thẩm định. Tuy nhiên, tỷ lệ huy động công suất 27,6% là quá thấp so với mục tiêu 89,5% đặt ra khi thẩm định dự án.

Tỷ lệ huy động thấp có bốn nguyên nhân như sau:

Thứ nhất: Nhu cầu điện ở Thái Lan thấp hơn so với dự báo trong Quy hoạch điện, thực tế chỉ đạt có 3,1% so với 4,22% dự báo.

Thứ hai: Lượng điện nhập khẩu từ Lào và Myanmar (chủ yếu là thủy điện) tăng nhanh hơn dự báo. Năm 2018 công suất nhập khẩu đạt 3.878 MW. Thủy điện được ưu tiên huy động trước, vì giá rẻ.

Thứ ba: Việc áp dụng năng lượng tái tạo (điện mặt trời) tự dùng trong các công ty tăng rất nhanh hơn so với dự báo. Cuối cùng:

Thứ tư: EGAT có sự ưu tiên huy động đối với nhà máy của mình. Đó là do các nhà máy của EGAT cung cấp điện và hơi nước cho các hộ tiêu dùng công nghiệp - nơi họ cần nguồn cung cấp liên tục.

Mặc dù dự án báo cáo tỷ lệ khởi động thành công luôn đạt 95%, nhưng đôi khi các nhà máy điện vẫn bị EGAT phạt vì không tuân thủ lệnh điều độ. Các lần thất bại đó chủ yếu do các sự cố nhỏ. Tuy vậy, dự án duy trì mức sẵn sàng đạt 97,4% vào năm 2018, do đó số tiền phạt chỉ ở mức tối thiểu (ít hơn 0,5% tổng doanh thu của nhà máy).

Bảng 1: Kết quả sản xuất của Nhà máy điện khí Ayudhaya (1.600 MW):

Để có thể so sánh, bảng dưới đây dẫn số liệu sản xuất của nhà máy điện khác (cũng của Gulf JP).

Bảng 2: Kết quả sản xuất của Nhà máy điện khí Nong Saeng, ở tỉnh Sara Buri (1.600 MW):

Như vậy, mức huy động thấp là tình trạng chung của các nhà máy điện khí IPP Thái Lan. Các nhà máy điện khí ban đầu dự tính chạy nền đã phải chuyển sang chạy phủ lưng, hay phủ đỉnh phụ tải với tỷ lệ huy động dưới 50%.

Sự khác biệt với Việt Nam:

Cơ chế cam kết mua điện (huy động) theo lượng điện năng tối thiểu Qc hàng năm có thể sẽ không còn thích hợp trong thời đại điện gió và mặt trời chiếm tỷ lệ cao, với công suất đầu ra biến thiên theo thời tiết. Việt Nam cần nghiên cứu cơ chế trả tiền cho sự sẵn sàng phát điện của nguồn điện khí, hay cơ chế trả tiền cho nhà máy điện linh hoạt.

Thái Lan có mức giá điện bán lẻ cao hơn hẳn Việt Nam (trung bình 3.090 VNĐ/kWh), nên có thể mua được điện khí với giá thành chuyển ngang từ giá khí và chi trả cho nhà máy (ngay cả khi không phát điện). Để đạt giá bán lẻ đó, EGAT phải tăng nhập khẩu thủy điện giá rẻ từ Lào nhằm tạo ra giá trung bình thấp trên toàn hệ thống./.

ĐÀO NHẬT ĐÌNH - CHUYÊN GIA TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM

Tài liệu tham khảo: ADB Extended Annual Review Report, Gulf JP UT Company Limited Ayudhaya Natural Gas Power Project (Thailand), November 2019.