Doanh nghiệp "bế tắc" đàm phán giá điện khí LNG

>>>Quảng Ninh: Thúc tiến độ dự án nhà máy điện khí LNG

Bộ Công Thương cho biết đã hoàn thành dự thảo quy định về cơ chế mua bán điện khí để báo cáo Chính phủ trước khi lấy ý kiến rộng rãi.

Theo Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia thời kỳ 2021 - 2030, tầm nhìn đến năm 2050 (Quy hoạch điện 8) được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt tại Quyết định số 500/QĐ-TTg ngày 15/5/2023, tổng công suất đặt các nguồn điện đến 2030 là 150,489 GW (gần gấp đôi tổng công suất đặt hiện nay, khoảng 80 GW).

Trong đó tổng công suất các nguồn điện khí phải đầu tư xây dựng mới là 30.424 MW (khí trong nước 10 dự án với tổng công suất 7.900 MW và LNG có 13 dự án với tổng công suất 22.824 MW).

Triển khai Quyết định 500/QĐ-TTg, thời gian qua Bộ Công Thương đã hoàn thiện xây dựng và trình Chính phủ ban hành Kế hoạch thực hiện Quy hoạch điện VIII.

Riêng với điện khí, Bộ Công Thương đã tổ chức họp nhiều lần để thảo luận lấy ý kiến của các bộ, ban, ngành, địa phương, chuyên gia, cộng đồng doanh nghiệp và các tổ chức liên quan. Các ý kiến đều thống nhất rằng cần thiết phải xây dựng cơ chế phát triển điện khí nhằm giải quyết một số vướng mắc.

Đến thời điểm này, Bộ Công Thương đã hoàn thành dự thảo quy định về cơ chế mua bán điện khí để báo cáo Chính phủ trước khi lấy ý kiến rộng rãi. Trong đó, đối tượng áp dụng bao gồm: Đơn vị phát điện sở hữu nhà máy điện khí đấu nối vào hệ thống điện quốc gia; các đơn vị điện lực (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 cũng quy định cho nhà máy điện khí sử dụng LNG nhập khẩu theo hướng các doanh nghiệp phải chủ động đàm phán, ký kết và chịu trách nhiệm về các hợp đồng, thỏa thuận thương mại. Cơ quan có thẩm quyền đồng ý nguyên tắc cơ chế chuyển ngang giá khí sang giá điện của các nhà máy điện.

Việc quyết định tỷ lệ điện năng qua hợp đồng mua bán điện dài hạn (Qc) ở mức phù hợp trong thời gian trả nợ của dự án LNG nhằm đảm bảo khả thi trong việc thu hút đầu tư dự án điện khí LNG, 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.

Đối với cơ chế cho nhà máy điện khí sử dụng khí tự nhiên trong nước, cơ quan có thẩm quyền đồng ý nguyên tắc chuyển ngang giá khí sang giá điện của các nhà máy điện và giao các cơ quan, đơn vị có liên quan hướng dẫn cơ chế tiêu thụ sản lượng khí thượng nguồn mỏ khí Cá Voi Xanh, khí Lô B.

Việc mua bán điện vẫn phải thực hiện theo hợp đồng 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.

Ngoài ra, cơ chế cũng quy định chi tiết về ngôn ngữ sử dụng trong hợp đồng, phương thức thanh toán, giải quyết tranh chấp (nếu có), bảo lãnh nghĩa vụ thanh toán…

>>>Phát triển điện khí LNG – Cần giải pháp đồng bộ

Trong khi đó, tại văn bản gửi Thủ tướng mới đây, Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) cho biết đã nhận được hồ sơ để thực hiện đàm phán Hợp đồng mua bán điện (PPA) của các dự án Nhơn Trạch 3 và Nhơn Trạch 4, Hiệp Phước, Bạc Liêu.

Đàm phán giá mua bán điện vẫn là vấn đề nan giải với doanh nghiệp.

Trong đó mới chỉ có PPA dự án Nhơn Trạch 3 và Nhơn Trạch 4 với chủ đầu tư là Tổng Công ty Điện lực Dầu khí Việt Nam đã thực hiện đàm phán theo mẫu PPA được quy định theo Thông tư số 57 của Bộ Công thương.

"Các bên thống nhất cơ bản các nội dung liên quan tại PPA, trừ nội dung giá điện của dự án vẫn đang trong quá trình đàm phán", EVN cho hay.

Theo đó, trong quá trình đàm phán PPA, các chủ đầu tư dự án điện khí LNG luôn đề nghị EVN thống nhất tỷ lệ điện năng qua hợp đồng mua bán điện dài hạn ở mức từ 72-90% trong toàn bộ thời hạn hợp đồng.

EVN cho rằng việc chấp thuận điều kiện này sẽ gây rủi ro phát sinh tăng giá điện và không công bằng với các loại hình nhà máy điện khác tham gia thị trường điện.

EVN dẫn chứng giá LNG nhập khẩu về đến cảng của Việt Nam hiện ở mức 12-14 USD/triệu BTU, tương ứng giá thành phát điện LNG sẽ ở mức 2.400-2.800 đồng/kWh, cao hơn nhiều so với giá thành phát điện của các loại hình nguồn điện hiện hữu khác trong hệ thống.

Dự kiến đến năm 2030, tổng công suất các nguồn điện LNG chiếm khoảng 15% tổng công suất nguồn điện quốc gia.

"Với giá thành phát điện cao, độ biến động lớn cùng 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 LNG này vào vận hành", EVN lo ngại.

Từ các phân tích nêu trên, để đảm bảo khả năng thu xếp tài chính cho các dự án điện khí LNG, đảm bảo khả năng cung ứng điện cho giai đoạn sau năm 2028, EVN kiến nghị tỷ lệ điện năng cam kết trong hợp đồng sẽ là 65%.

Bên cạnh đó, với một số kiến nghị của nhà đầu tư vượt thẩm quyền của EVN, EVN cũng đề nghị Thủ tướng xem xét, quyết định tỷ lệ điện năng qua hợp đồng dài hạn và chấp thuận về việc giá LNG nhập khẩu cùng các chi phí liên quan (tồn trữ, tái hóa, vận chuyển...) được chuyển ngang sang giá điện; coi chi phí mua điện từ các dự án điện khí LNG là các chi phí hợp lý, hợp lệ và được tính toán điều chỉnh trong giá bán lẻ điện.

EVN cũng muốn nhận được ý kiến và quyết định đối với kiến nghị của các chủ đầu tư đối với các chính sách bảo lãnh chuyển đổi ngoại tệ, cơ chế bồi thường dự án do thay đổi luật như đã nêu trên.