Khó khăn của nhà đầu tư nguồn nhiệt điện độc lập ở Việt Nam và kiến nghị giải pháp chính sách

Các bộ liên quan đang xem xét giải pháp (ban đầu) cho dự án điện hạt nhân Ninh Thuận 1 và 2 Thực hiện ý kiến chỉ đạo của Phó Thủ tướng Chính phủ Bùi Thanh Sơn, Văn phòng Chính phủ vừa có Văn bản gửi các bộ liên quan - theo chức năng, nhiệm vụ được giao, nghiên cứu và có ý kiến về báo cáo kiến nghị của Tạp chí Năng lượng Việt Nam về thúc đẩy tiến độ, đảm bảo hiệu quả đầu tư dự án điện hạt nhân Ninh Thuận 1, Ninh Thuận 2, gửi Bộ Công Thương tổng hợp. Được biết, hiện các bộ: Công Thương, Tài chính, Khoa học và Công nghệ, Nông nghiệp và Môi trường... đang nghiên cứu, tổng hợp về nội dung liên quan để báo cáo Thủ tướng Chính phủ.

Nhiệt điện An Khánh thuộc Công ty Cổ phần Nhiệt điện An Khánh với công suất 120 MW được phân bổ sản lượng hợp đồng hàng quý thấp, cùng với giá điện thị trường thấp hơn so với phương án tài chính khi lập FS và đàm phán hợp đồng mua bán điện (PPA). Việc sản lượng hợp đồng thấp không chỉ ảnh hưởng nghiêm trọng đến dòng tiền vận hành của nhà máy, mà còn khiến giảm hiệu quả đầu tư, mất cân đối tài chính nghiêm trọng.

Nhiệt điện Thăng Long cũng đang ở hoàn cảnh tương tự, không đủ nguồn thu để trang trải chi phí vận hành, trả nợ gốc và lãi vay. Đây là những dự án phát điện độc lập, chỉ có nguồn thu duy nhất từ bán điện.

Ngoài ra, việc thanh toán tiền điện cũng chưa kịp thời trong khi tiền mua than cho phát điện lại phải thanh toán ngay.

Việc sản lượng hợp đồng thấp không chỉ ảnh hưởng nghiêm trọng đến dòng tiền vận hành của nhà máy, mà còn khiến giảm hiệu quả đầu tư, mất cân đối tài chính nghiêm trọng. (Ảnh trên là Nhà máy Nhiệt điện An Khánh, công suất 120 MW).

Một vấn đề tồn đọng kéo dài khác là việc chênh lệch tỷ giá theo hợp đồng PPA chưa được thanh toán kịp thời, đầy đủ cho các nhà máy điện, gây ra áp lực tài chính lớn, đặc biệt trong bối cảnh tỷ giá biến động mạnh trong thời gian qua. Cụ thể nhà máy Nhiệt điện An Khánh còn khoản tiền chênh lệch tỷ giá từ năm 2019 đến 2024 với số tiền trên 210,8 tỷ đồng chưa được thanh toán và trả lãi suất.

Trong khi gặp khó khăn về tài chính như trên, nhà máy vẫn phải vay ngân hàng mua nguyên, nhiên liệu để sản xuất điện theo yêu cầu của Công ty Vận hành Hệ thống điện và Thị trường điện Quốc gia (NSMO). Nhu cầu phụ tải thấp có thể là lý do, nhưng việc thanh toán chênh lệch tỷ giá của quá khứ không phụ thuộc vào nhu cầu phụ tải của năm 2025.

Tình hình dòng tiền của các công ty phát điện độc lập có thể ảnh hưởng tới quyết định đầu tư các dự án điện mới, đặc biệt là các dự án có suất đầu tư lớn như LNG và điện gió ngoài khơi. Điều đó là lý do chính khiến dẫn đến gần ba năm qua cả nước không có công trình nguồn điện lớn nào được khởi công, gây ra nguy cơ không thực hiện được Quy hoạch điện VIII điều chỉnh.

Tỷ trọng điện từ năng lượng tái tạo trong 6 tháng đầu năm chiếm 13,5% sản lượng điện cho thấy sự thâm nhập ngày càng tăng của điện năng lượng tái tạo. Trong bối cảnh đó, Chính phủ cần công nhận vai trò dịch vụ phụ trợ của các nhà máy nhiệt điện và phải có cơ chế trả tiền cho dịch vụ phụ trợ đó (ngoài tiền theo sản lượng điện cung cấp lên lưới).

Trung Quốc đã áp dụng cơ chế trả tiền cho công suất sẵn sàng đối với nhà máy điện than từ tháng 1 năm 2024. Số tiền đó được công ty điện lực thanh toán theo công suất sẵn sàng của nhà máy và không phụ thuộc vào lượng điện năng sản xuất ra, đảm bảo cho nhà máy có đủ chi phí để sẵn sàng phát điện theo huy động của thị trường. Việt Nam nên xem xét, ban hành việc trả tiền dịch vụ phụ trợ cho nhiệt điện, nếu muốn tiếp tục tăng công suất điện năng lượng tái tạo.

Các đề xuất, kiến nghị để giải quyết vấn đề tài chính của các công ty nhiệt điện có thể chia làm hai nhóm ngắn hạn và dài hạn:

Về ngắn hạn:

1. EVN và NSMO cần tuân thủ cơ chế phân bổ sản lượng theo hợp đồng PPA, đảm bảo sự minh bạch, công bằng giữa các nhà máy và hiệu quả đầu tư nhà máy.

2. Sớm có sự chỉ đạo của Chính phủ và Bộ Công Thương về việc thanh toán chênh lệch tỷ giá kịp thời, đầy đủ đối với các hợp đồng đã ký, đảm bảo quyền lợi hợp pháp của nhà đầu tư, để nhà đầu tư có thể yên tâm trong quá trình triển khai và vận hành nhà máy điện.

Về dài hạn:

1. Tăng cường đối thoại giữa các cơ quan quản lý và doanh nghiệp ngành điện, lắng nghe ý kiến thực tiễn vận hành, từ đó cập nhật chính sách phù hợp với tình hình và định hướng phát triển năng lượng quốc gia bền vững.

2. Cho phép khung giá điện thị trường rộng hơn để có thể trả tiền điện cao hơn cho các bên bán điện vào giờ cao điểm.

3. Có chính sách áp dụng giá điện hai thành phần đối với cả bên mua điện và bán điện. Chỉ khi thu được tiền công suất của bên mua điện, thì EVN mới có thể tính đến trả tiền cho các nhà máy sẵn sàng phát điện hỗ trợ cho điện năng lượng tái tạo.

4. Điều chỉnh giá bán lẻ điện hợp lý để gỡ khó cho tình hình tài chính của EVN, từ đó EVN có thể thanh toán kịp thời cho các công ty phát điện.

Nghị quyết 68-NQ/TW ngày 4/5/2025 của Bộ Chính trị về Phát triển kinh tế tư nhân đã nêu rõ: Hình thành và phát triển nhanh các tập đoàn kinh tế tư nhân tầm cỡ khu vực và toàn cầu; “Phát triển kinh tế tư nhân chính là gỡ khó cho tình hình tài chính quốc gia; Mở rộng sự tham gia của doanh nghiệp tư nhân vào các dự án quan trọng quốc gia; Nhà nước chủ động có chính sách đặt hàng, đấu thầu hạn chế hoặc chỉ định thầu hoặc có chính sách ưu đãi khuyến khích khu vực kinh tế tư nhân tham gia cùng Nhà nước vào các lĩnh vực chiến lược, các dự án, nhiệm vụ nghiên cứu khoa học trọng điểm, quan trọng quốc gia (như đường sắt tốc độ cao, đường sắt đô thị, công nghiệp mũi nhọn, hạ tầng năng lượng, hạ tầng số, giao thông xanh, công nghiệp quốc phòng, an ninh...), đó là những nhiệm vụ khẩn cấp, cấp bách.”

Do đó, cần tạo điều kiện cho tư nhân tham gia vào xây dựng các nguồn điện mà đất nước đang cần để có thể phát triển, tăng trưởng GDP 8% vào năm nay và hai con số vào các năm tiếp theo./.

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