RSS Feed for Trao đổi với đối tác Nhật Bản về khuyến nghị cơ chế phát triển điện khí ở Việt Nam | Tạp chí Năng lượng Việt Nam Thứ sáu 14/06/2024 19:14
TRANG TTĐT CỦA TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM

Trao đổi với đối tác Nhật Bản về khuyến nghị cơ chế phát triển điện khí ở Việt Nam

 - Hiệp hội Doanh nghiệp Nhật Bản tại Việt Nam (JCCI) vừa gửi văn bản tới Bộ Công Thương về khuyến nghị đối với dự thảo Nghị định quy định về cơ chế phát triển các dự án điện sử dụng khí thiên nhiên trong nước và LNG nhập khẩu. Sau khi nghiên cứu nội dung đề xuất của JCCI, cũng như các tài liệu liên quan, Hội đồng Khoa học Tạp chí Năng lượng Việt Nam nêu một số quan điểm độc lập dưới đây. Rất mong nhận được sự chia sẻ của bạn đọc.
Đàm phán giá mua bán điện LNG - Phân tích từ báo cáo của EVN gửi Chính phủ Đàm phán giá mua bán điện LNG - Phân tích 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.

Quy hoạch điện VIII -  Một số chính sách cần bổ sung, ban hành ngay cho 16 hạng mục cơ bản Quy hoạch điện VIII - Một số chính sách cần bổ sung, ban hành ngay cho 16 hạng mục cơ bản

Quy hoạch điện VIII được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt tại Quyết định số 500/QĐ-TTg, ngày 15/5/2023. Đã 1 năm trôi qua, nhưng hiện tại công việc triển khai thực hiện các dự án vẫn còn nhiều vướng mắc. Để gợi ý giải pháp tháo gỡ bế tắc này, Hội đồng Khoa học Tạp chí Năng lượng Việt Nam đã nghiên cứu, xem xét 16 hạng mục cơ bản trong Quy hoạch và bước đầu đề xuất ‘bổ sung ngay’, ‘ban hành ngay’ một số văn bản quy phạm pháp luật để ‘triển khai ngay’ các dự án.

Khuyến nghị của JCCI:

Theo văn bản của JCCI: Sáng kiến “Cộng đồng phát thải ròng bằng 0 châu Á (AZEC)” có thể đóng góp trực tiếp và hiệu quả vào nỗ lực của Chính phủ Việt Nam trong việc triển khai các chương trình hành động nhằm ngăn chặn tình trạng thiếu điện tái diễn tại Việt Nam trong tương lai. Các khuyến nghị của JCCI nhằm đảm bảo tính khả thi về kinh tế cũng như khả năng thu xếp vốn ngân hàng cho các dự án điện khí có quy mô lớn tại Việt Nam. Đây là những yếu tố quan trọng tạo điều kiện đạt được những chủ trương, chính sách mà Chính phủ Việt Nam ban hành với mục tiêu thu hút các khoản đầu tư và nguồn lực tài chính từ khu vực ngoài nhà nước để phát triển cơ sở hạ tầng năng lượng, cũng như đảm bảo việc khai thác thành công, hiệu quả nguồn tài nguyên thiên nhiên quan trọng của Việt Nam tại các mỏ dầu khí ở khâu thượng nguồn.

Theo đó, JCCI đề xuất sửa đổi những nội dung như sau:

- Đề xuất làm rõ đối tượng áp dụng bao gồm cả các nhà đầu tư dự án phân phối, nhập khẩu, lưu trữ, hoặc tái hóa khí thiên nhiên (bao gồm cả LNG).

- Tại Mục 2, Điều 3, JCCI đề nghị sửa thành: “Chính phủ đồng ý nguyên tắc cơ chế chuyển ngang đầy đủ và chính xác các chi phí sử dụng khí LNG nhập khẩu. Cụ thể là:

+ Chi phí mua LNG và vận chuyển.

+ Các chi phí liên quan đến mua bán LNG, lưu trữ, tái hóa khí, phân phối.

+ Các chi phí được phê duyệt nhằm phòng ngừa rủi ro tài chính, cùng các khoản phí liên quan và sử dụng cùng một mức giá, giá tham chiếu, công thức tính giá trong các hợp đồng cung cấp LNG, các hợp đồng liên quan đến LNG khác khi chuyển ngang sang và xác định thành phần chi phí nhiên liệu của giá điện trong các hợp đồng mua bán điện của các nhà máy điện.

Việc chuyển ngang sẽ không bao gồm các khoản chiết khấu, hoặc khoản bồi thường theo thỏa thuận cho bên bán điện phát sinh từ bất kỳ vi phạm hợp đồng nào của các bên cung cấp LG, hoặc nhà thầu liên quan đến việc cung cấp LNG.

Khoản 3, Điều 3, JCCI kiến nghị giữ nguyên mức quy định tỷ lệ điện năng được điều độ và giao nhận của các nhà máy điện qua hợp đồng mua bán điện dài hạn tương ứng ở mức tối thiểu bằng 70%. JCCI đồng thuận với cơ chế cam kết mua tối thiểu. Tuy nhiên, việc cam kết chỉ áp dụng đến năm 2030 sẽ khiến cơ chế này không đạt được mục tiêu. Do chỉ còn 5 năm nữa (cho đến năm 2030), hầu hết các nhà máy nhiệt điện quy mô lớn sẽ không thể vận hành thương mại vào thời điểm này. Thay vào đó, cam kết nên được đưa ra kể từ thời điểm vận hành thương mại của các nhà máy điện này.

Bên cạnh đó, việc cam kết mua tối thiểu chỉ áp dụng trong khoảng 7 năm là không khả thi đối với mục tiêu thu hút các nhà đầu tư tư nhân không sử dụng vốn đầu tư công. Để huy động được nguồn vốn vay lớn, cam kết sẽ phải cần kéo dài hơn 7 năm. Do vậy, JCCI đề xuất xóa bỏ các dẫn chiếu khoảng thời gian đến năm 2030 và khoảng thời gian tối đa 7 năm.

Dự thảo ban đầu không quy định rõ ràng về cơ chế tiêu thụ ràng buộc bên bán khí, hay bên mua điện, và dự thảo cũng không có bất kỳ cơ chế hợp đồng cụ thể nào. JCCI đề xuất cần làm rõ cơ chế hợp đồng trong hợp đồng mua bán điện (cơ chế bao tiêu/cơ chế nhận, hoặc trả tiền) để đảm bảo tính khả thi của việc tiêu thụ toàn bộ khí thượng nguồn.

Từ đó, Khoản 2, Điều 4 được đề xuất sửa thành: “Bộ Công Thương hướng dẫn cơ chế tiêu thụ tất cả sản lượng khí thượng nguồn trong các hợp đồng dự án (bao gồm hợp đồng mua bán khí và hợp đồng mua bán điện) phù hợp với phương án khả thi đã được phê duyệt của các dự án nằm trong chuỗi dự án. Hợp đồng mua bán điện phải có các cam kết mua điện, hoặc trả tiền từ Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) tại mức tối thiểu trong ít nhất khoảng thời gian trả nợ để đảm bảo tính khả thi về mặt kinh tế nhằm thu hút các khoản đầu tư và tài chính tư nhân trong nước, cũng như quốc tế”.

Bên cạnh đó, đối với việc tiêu thụ toàn bộ sản lượng khí thượng nguồn mỏ khí Cá Voi Xanh và khí Lô B, hợp đồng mua bán điện phải có cam kết mua điện, hoặc trả tiền của EVN để đảm bảo chi trả cho toàn bộ các yêu cầu về cam kết mua khí theo hợp đồng mua bán khí giữa các bên cung cấp từ những mỏ khí đó và bên bán điện sử dụng khí từ các mỏ khí này.

Khoản 2, Điều 5 “Một số nội dung chính áp dụng trong hợp đồng mua bán điện” được đề xuất khá tỉ mỉ và chi tiết.

“2. Bộ Công Thương có trách nhiệm phối hợp với các cơ quan nhà nước có liên quan để ban hành hướng dẫn chi tiết về các cơ chế và điều kiện chưa được quy định tại Nghị định này. Hợp đồng mua bán điện giữa EVN và bên bán biện cần bao gồm các điều khoản cụ thể, cơ chế phù hợp với hoạt động đầu tư các nhà máy điện khí quy mô lớn bán cho một doanh nghiệp nhà nước. Cụ thể, gồm các điều khoản sau:

a) Nghĩa vụ mua, hoặc trả tiền của EVN theo quy định tại Điều 3 và Điều 4 Nghị định này.

b) Cơ chế chuyển ngang các chi phí nhiên liệu theo quy định tại Điều 3 và Điều 4 Nghị định này.

c) Cơ chế phân bổ rủi ro giữa bên bán điện và EVN bao gồm chi tiết các quy định về sự kiện thay đổi luật được các bên thỏa thuận, các sự kiện bất khả kháng phù hợp đối với nhà máy điện sử dụng khí thiên nhiên trong nước và LNG nhập khẩu. Theo đó, cần có sự phân biệt rõ ràng giữa sự kiện bất khả kháng tự nhiên và các sự kiện rủi ro các bên nhà nước chịu cùng với các biện pháp khắc phục phù hợp tương ứng cho từng trường hợp.

d) Các sự kiện chấm dứt hợp đồng mua bán điện và các cơ chế mua lại toàn bộ dự án điện (bao gồm quy định về giá mua lại toàn bộ phụ thuộc vào từng trường hợp chấm dứt hợp đồng) theo quy định tại các thỏa thuận về phân bổ rủi ro.

e) Các điều khoản về thử nghiệm, chạy thử và đạt được ngày vận hành thương mại cho các dự án điện khí quy mô lớn (bao gồm cả các điều khoản nhằm quy định cơ chế hợp đồng về chạy thử ngầm định và/hoặc vận hành ngầm định). Theo đó, EVN sẽ thanh toán tiền điện trong trường hợp việc vận hành thương mại của nhà máy điện bị chậm trễ, hoặc bị gián đoạn phát sinh từ một sự kiện bất khả kháng, hoặc trường hợp khác không do vi phạm hợp đồng của bên bán điện.

f) Công nhận các quyền nhận bảo đảm và quyền tiếp nhận dự án của bên cho vay.

g) Một cơ chế, hoặc nguyên tắc chung mà Chính phủ, hoặc EVN sẽ chịu trách nhiệm cho việc đảm bảo nguồn cung cấp ổn định nhiên liệu ít carbon như hydrogen và amoniac, và phát triển cơ sở hạ tầng liên quan và chịu toàn bộ chi phí có liên quan. Cơ chế này cũng cho phép các bên thỏa thuận lại về việc chuyển ngang các chi phí phát sinh thêm để thực hiện kế hoạch giảm carbon của dự án (như tăng cường thu giữ, lưu trữ carbon (CCS), đồng đốt/đốt riêng hydrogen, amoniac…) sang phần giá cố định của giá điện theo hợp đồng mua bán điện để thu hồi chi phí phát sinh thêm khi thời hạn của hợp đồng mua bán điện kéo dài sau năm 2050, hoặc một cơ chế tương tự và phù hợp khác”.

Dự thảo Nghị định đã có điều khoản quy định: “Giá điện trong hợp đồng mua bán điện được tính bằng đô la Mỹ, việc thanh toán được thực hiện bằng đồng Việt Nam”. JCCI đề xuất các nhà máy điện khí quy mô lớn không nên tham gia trực tiếp vào thị trường bán buôn điện cạnh tranh, bởi lẽ các cơ chế thị trường điện áp dụng đối với các nhà máy điện tham gia trực tiếp không phù hợp với các dự án có chi phí đầu tư tư nhân lớn và các khoản vay truy đòi hạn chế.

Khoản 8 của Điều 5 được đề xuất về hình thức mua bán nhiên liệu không nhất thiết là đấu thầu:

“8. EVN và các bên bán điện có quyền thỏa thuận, thống nhất cách thức lựa chọn nhà cung cấp nhiên liệu và nhà thầu vận chuyển nhiên liệu trên cơ sở công bằng, cạnh tranh, minh bạch”.

Cuối cùng, JCCI nêu lại 12 khuyến nghị trước đó đối với các vấn đề chính về khả năng vay vốn ngân hàng của các dự án điện khí. Các khuyến nghị đó đã được đưa vào các đề xuất sửa đổi Nghị định như trên.

Quan điểm của Tạp chí Năng lượng Việt Nam:

Trong Quy hoạch điện VIII, các chuỗi dự án nguồn điện sử dụng khí tự nhiên trong nước (14.930 MW) và LNG nhập khẩu (22.400 MW) chiếm 24,8% - tỷ trọng rất lớn trong tổng công suất các dự án nguồn điện. Trong đó, ngoài EVN, PVN, các dự án còn có sự tham gia của các nhà đầu tư tư nhân trong nước và quốc tế. Do đó, nếu các đối tác trong các chuỗi dự án này đạt được những đồng thuận trên nguyên tắc “chia sẻ rủi ro, hài hoà lợi ích” giữa các bên thì mới đảm bảo tiến độ của các dự án theo Quy hoạch.

Những đề xuất của phía doanh nghiệp Nhật Bản không phải là mới và trước đây đã từng áp dụng cho các dự án phát điện BOT ở Việt Nam. Nhưng hiện tại hình thức thực hiện dự án BOT điện ở Việt Nam trong Quy hoạch điện VIII không được xem xét đưa vào danh mục nguồn điện mới nữa, nên những đề xuất này cũng chưa phù hợp trong bối cảnh mới của hệ thống điện.

Chúng tôi thấy rằng, yêu cầu chuyển ngang giá khí sang giá điện một cách đầy đủ (bao gồm cả khí trong nước và LNG nhập khẩu) là hợp lý. Quy định chi tiết về chuyển ngang giá khí như đề xuất của JCCI có thể được đưa vào dự thảo Nghị định và cũng có thể được đưa vào một Thông tư cụ thể hơn, do Bộ Công Thương ban hành theo ủy quyền của cấp thẩm quyền.

Đứng về phía nhà đầu tư điện khí nước ngoài, hay tư nhân, những đề xuất của các doanh nghiệp Nhật Bản là có cơ sở và có những điểm được cho là hợp lý, gần như là điều kiện tiên quyết để nhà đầu tư có thể thu xếp vốn vay ngân hàng. Nếu không có những điều kiện đó, các dự án điện khí rất khó tiến triển để đạt, thậm chí chỉ một nửa mục tiêu đặt ra vào năm 2030 của Quy hoạch điện VIII (là 22.400 MW điện LNG). Tuy nhiên, đứng về phía quản lý nhà nước, những điều kiện đó chắc chắn sẽ làm tăng chi phí sản xuất điện - nghĩa là làm tăng đáng kể giá bán lẻ điện, đồng thời sẽ làm chậm lộ trình thực hiện thị trường điện cạnh tranh đã được phê duyệt.

Việc dự thảo quy định thời gian áp dụng “trong giai đoạn đến năm 2030” có ý nghĩa về tính đảm bảo thực hiện đúng Quy hoạch điện VIII. Nếu các dự án điện khí/LNG đã được quy định triển khai trước và đến năm 2030 mà không thực hiện được, cần phải điều chỉnh tiến độ trong Quy hoạch và định hướng sau năm 2030 các dự án nhiệt điện cần chuyển hướng sang đốt kèm nhiên liệu sạch (hydrogen, amoniac…). Như vậy, sẽ cần có các quy định mới phù hợp với thực tiễn.

Theo chúng tôi “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 07 năm” (Khoản 3, Điều 3) có thể chưa đủ thời gian hoàn vốn thông thường của dự án điện khí. Nhưng chắc chắn Bộ Công Thương đã có những tính toán kỹ về định hạn thời gian này.

Chúng tôi cho rằng, Bộ Công Thương có thể giải thích về thời hạn này, cũng có thể khoảng thời gian sẽ được điều chỉnh dài hơn nếu rà soát lại kỹ càng về căn cứ khoa học hợp lý. Sau khoảng thời gian này, các nhà máy điện khí/LNG không phải sẽ bị dừng bán điện mà hoàn toàn có thể tiếp tục vận hành trực tiếp, hoặc gián tiếp tham gia thị trường điện cạnh tranh, với giá điện do thị trường quy định. Điều này chưa chắc đã là “rủi ro” mà có thể lại là “cơ hội” khi nhà máy điện chuyển sang cơ chế mới.

Mặt khác, nếu cơ chế JETP (Đối tác chuyển đổi năng lượng công bằng) được thực hiện thực chất, hiệu quả, có thể các chủ đầu tư dự án điện khí/LNG được hưởng các ưu đãi về lãi suất vay, thời hạn, ân hạn... từ các đối tác cho vay, thì khả năng đảm bảo các nghĩa vụ trả nợ sẽ nhanh chóng hơn.

Muốn chủ đầu tư thỏa mãn lượng điện mua tối thiểu bằng 70% năng lực phát điện tối đa, đảm bảo cơ chế “mua, hoặc trả tiền - Take or pay”, không tham gia trực tiếp thị trường bán buôn điện cạnh tranh, thì EVN phải có mức giá điện bán lẻ hợp lý, phản ánh đầy đủ các yếu tố chi phí đầu vào, bảo toàn vốn nhà nước (không thua lỗ). Nhưng điều này chỉ có thể thực hiện nếu áp dụng đúng và kịp thời quy định về cơ chế điều chỉnh giá bán lẻ điện - việc lâu nay chúng ta chưa thể làm.

Chúng ta đang trong quá trình thúc đẩy thực hiện thị trường điện cạnh tranh, nên việc đề xuất nhà máy điện khí LNG không tham gia trực tiếp bán buôn điện cạnh tranh là không thỏa đáng, không công bằng với các nguồn điện khác, cần phải được xem xét cẩn trọng.

Chúng tôi thấy rằng, một trong các giải pháp “hài hòa”, chống rủi ro trước mắt cho bên mua điện (EVN), cũng như các nhà đầu tư dự án điện khí/LNG là sớm cho phép thí điểm:

(i) Áp dụng giá điện 2 thành phần với bên mua điện của EVN. (Ví dụ, cho phép EVN có thể thêm vào giá bán điện bao gồm giá điện năng và giá công suất, trước mắt với đối tượng khách hàng công nghiệp và dịch vụ lớn).

(ii) Áp dụng giá mua điện 2 thành phần với các nhà máy điện, gồm: Giá dịch vụ công suất (tính sẵn sàng để được huy động khi hệ thống cần) và giá điện năng. Điều (ii) này có lợi ích lớn khi có thêm các thành tố linh hoạt tham gia hệ thống, giúp cho tích hợp nhiều hơn các nguồn điện năng lượng tái tạo.

Nguy cơ thiếu nguồn điện trong ngắn hạn tới năm 2030 là hiện hữu. Do đó, cơ quan quản lý cần xác định những nội dung nào cần “hài hòa” và những nội dung nào thuộc “nguyên tắc” để có những giải pháp thỏa mãn được nhu cầu của cả bên mua, cũng như bên bán điện, nhằm thúc đẩy việc triển khai đồng bộ các nguồn điện chủ động hơn nữa. Các cơ chế, chính sách theo đó nên nhất quán để vừa áp dụng ngay trước mắt, nhưng phải hướng tới phù hợp mục tiêu dài hạn để áp dụng trên diện rộng cho tất cả các chuỗi dự án. Mục tiêu tối thượng là đưa vào các chuỗi dự án nhiệt điện khí/LNG đảm bảo an ninh cung cấp năng lượng cho sự phát triển kinh tế đất nước, đồng thời thỏa mãn yêu cầu phát triển năng lượng xanh, sạch và đạt trung hòa phát thải vào năm 2050./.

BBT TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM

Có thể bạn quan tâm

Các bài mới đăng

Các bài đã đăng

[Xem thêm]
Phiên bản di động