Bài toán cơ chế và giá bán điện khí

Liên quan tới dự thảo nghị định về điện khí và LNG do Bộ Công thương soạn thảo, Hội Dầu khí Việt Nam vừa đề nghị một số vấn đề trọng yếu xoay quanh cơ chế chuyển ngang giá khí sang giá điện, tỷ lệ điện năng qua hợp đồng mua bán điện dài hạn ở mức tối thiểu 70% trong thời gian trả nợ.

Thứ nhất, để phù hợp với thực tế các dự án đang triển khai/hoạt động cũng như hình thành trong tương lai, hội đề nghị sửa đổi, bổ sung cơ chế cho dự án nhà máy điện khí trong chuỗi sử dụng LNG.

Theo đó, Chính phủ đồng ý nguyên tắc cơ chế chuyển ngang giá LNG bao gồm cả cước phí vận chuyển, cước tồn trữ, tái hóa, phí phân phối và các chi phí hợp lý, hợp lệ khác trong các hợp đồng mua bán LNG sang giá điện của các nhà máy điện khí trong hợp đồng mua bán điện.

Nội dung này, được bổ sung thêm một loạt các loại phí so với dự thảo (Chính phủ đồng ý nguyên tắc cơ chế chuyển ngang giá khí sang giá điện của các nhà máy điện).

Về cam kết sản lượng hợp đồng dài hạn, dự thảo nêu, trong giai đoạn đến năm 2030, Chính phủ quy định tỷ lệ điện năng qua hợp đồng mua bán điện (PPA) dài hạn ở mức tối thiểu bằng 70% trong thời gian trả nợ của dự án nhà máy điện nhưng không quá 7 năm.

Việc này là nhằm đảm bảo khả thi trong thu hút đầu tư, tránh tác động mạnh lên giá bán lẻ cũng như đảm bảo cạnh tranh bình đẳng với các loại hình nguồn điện khác trên thị trường điện.

Tuy nhiên, Hội Dầu khí Việt Nam khuyến nghị, Chính phủ quy định tỷ lệ tối thiểu điện năng trong hợp đồng PPA theo nguyên tắc ổn định, dài hạn bằng 70% sản lượng điện tối đa của nhà máy điện khí, theo thời gian trả nợ vốn vay của mỗi nhà máy. 

Đề xuất này có thể hiểu, việc cam kết sản lượng hợp đồng sẽ diễn ra dài hạn, tùy thuộc thời gian trả nợ của dự án.

Đồng thời, để thực hiện hai đề xuất nêu trên, hội “gợi ý” giao Bộ Công thương chịu trách nhiệm ra các quy định, hướng dẫn liên quan.

Cần nhắc lại, vướng mắc lâu nay trong đàm phán hợp đồng PPA các dự án điện khí, LNG đều liên quan đến cam kết sản lượng hợp đồng (tổng sản lượng điện mua hàng năm - Qc).

Theo đó, hầu hết chủ đầu tư đều yêu cầu cam kết Qc dài hạn để đáp ứng yêu cầu của bên cho vay và của bên cung cấp khí. 

Việc này, chính Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) mới đây đã khẳng định không thể cam kết với chủ đầu tư do có thể mang lại rủi ro lớn trong tương lai.

Nguyên nhân, như ông Ngô Sơn Hải, Phó tổng giám đốc EVN chỉ ra là viễn cảnh EVN vẫn phải trả tiền tương ứng với sản lượng Qc đã cam kết mà không nhận được điện từ các nhà máy điện này do có giá điện cao, sản lượng được huy động sẽ thấp.

Ngoài ra, các dự án có một số vướng mắc liên quan đến việc các chủ đầu tư ngoại có đề xuất hợp đồng PPA áp dụng theo luật nước ngoài (Vương quốc Anh hoặc Singapore) và bảo lãnh Chính phủ về chuyển đổi ngoại tệ…

Tương tự, cơ chế cho nhà máy điện khí sử dụng khí tự nhiên trong nước cũng được Hội Dầu khí Việt Nam đề nghị áp dụng nguyên tắc chuyển ngang giá khí (bao gồm cả các chi phí vận chuyển, phân phối) sang giá điện. 

Đồng thời, chuyển ngang toàn bộ lượng khí bao tiêu trong hợp đồng mua bán khí sang hợp đồng mua bán điện.

Một điểm đáng chú ý khác, theo dự thảo, giá điện trong hợp đồng mua bán điện được tính bằng USD, việc thanh toán được thực hiện bằng đồng Việt Nam. 

Điều này cần lấy ý kiến của Ngân hàng Nhà nước vì liên quan đến nội dung tại Pháp lệnh ngoại hối và các văn bản quy phạm pháp luật hướng dẫn, ông Nguyễn Quốc Thập, Chủ tịch Hội Dầu khí Việt Nam lưu ý.

Đặc biệt, là đề nghị có nghiên cứu hướng dẫn hoặc quy định trong chuyển đổi ngoại tệ/nội tệ và nghĩa vụ thanh toán quốc tế trong nhập khẩu LNG.

Cụ thể, theo quy định pháp luật, Chính phủ quyết định việc áp dụng cơ chế bảo đảm cân đối ngoại tệ đối với dự án thuộc thẩm quyền quyết định chủ trương đầu tư của Quốc hội, Thủ tướng trên cơ sở chính sách quản lý ngoại hối, khả năng cân đối ngoại tệ từng thời kỳ.

Tuy nhiên, các dự án LNG trong quy hoạch điện VIII không thuộc thẩm quyền quyết định chủ trương đầu tư của Quốc hội hay Thủ tướng, nên chưa có cơ sở cho bảo đảm chuyển đổi ngoại tệ nhằm đáp ứng thanh toán quốc tế cho nhập khẩu LNG.

Việc này, theo Hội Dầu khí Việt Nam, gây khó cho doanh nghiệp thực hiện thanh toán nhập khẩu LNG để tiêu thụ, cung cấp cho nhà máy điện.

Theo Quy hoạch điện VIII, ghi nhận 13 dự án điện khí LNG được Thủ tướng phê duyệt trong danh mục các dự án quan trọng, ưu tiên đầu tư của ngành điện. 
Mục tiêu tới năm 2030 sẽ có khoảng 22.500MW điện khí LNG tiêu thụ khoảng 22,5 tỷ m3 khí/năm, tương đương 16,1 triệu tấn LNG/năm, chiếm gần 15% tổng nguồn điện cả nước.
Tổng nhu cầu vốn cho các dự án chưa triển khai khoảng 20 tỷ USD và khoảng 6,3 tỷ USD xây dựng hệ thống kho chứa, cảng nhập LNG.
Báo cáo từ các chủ đầu tư cho biết, quá trình triển khai còn một số khó khăn như: thị trường tiêu thụ điện khí LNG tăng trưởng chậm so với mục tiêu trong quy hoạch điện VIII, thiếu khung pháp lý để hoàn thành đàm phán và ký kết các thỏa thuận giữa các chủ thể trong chuỗi dự án điện khí LNG.