Nhiệt điện Dung Quất 3 vẫn 'mông lung' ngày kích hoạt

LTS: Giữ vai trò đặc biệt quan trọng và chiếm tỷ trọng khá lớn trong cơ cấu nguồn cung điện quốc gia, nhưng những dự án nguồn điện trọng điểm trong tay các tập đoàn nhà nước như EVN, PVN lại chậm trễ nhiều năm. Trước nhu cầu tiêu thụ ngày càng lớn cũng như việc chưa thể huy động các nguồn điện năng lượng tái tạo mới, tiến độ các dự án này sẽ ảnh hưởng đến đảm bảo an ninh năng lượng cũng như đáp ứng nhu cầu sử dụng điện trong sản xuất – sinh hoạt. TheLEADER khởi đăng chuyên đề “Những quả đấm thép trong ngành điện” nhằm thông tin tới bạn đọc về bức tranh phát triển các dự án nguồn điện lớn thuộc trách nhiệm đầu tư của các tập đoàn, tổng công ty nhà nước.

Bài 3: Nhiệt điện Dung Quất 3 vẫn 'mông lung' ngày kích hoạt

Được duyệt chủ trương đầu tư vào tháng 10/2019, dự án Nhiệt điện Dung Quất 3 có tổng mức đầu tư khoảng 17.500 tỷ đồng, dự kiến khởi công tháng 1/2022, vận hành thương mại tháng 12/2024. Tuy vậy, mốc thời gian dự kiến vận hành dự án hiện đã được lùi tới 2028 - 2029 theo đề xuất của Bộ Công thương mới đây.

Bộ Công Thương đã thông báo kết quả thẩm định thiết kế cơ sở, Bộ Tài nguyên và môi trường đã phê duyệt báo cáo ĐTM. Hiện nay, Ban quản lý dự án điện 1 đang phối hợp với đơn vị tư vấn hoàn chỉnh hồ sơ FS (báo cáo nghiên cứu khả thi) trình EVN xem xét thông qua trước khi trình cấp thẩm quyền phê duyệt, phù hợp với tiến độ cấp khí Cá Voi Xanh.

Hiện tại, sau nhiều lần sửa đổi, dự thảo Quy hoạch điện VIII xác định ưu tiên tối đa phát triển các dự án nhiệt điện khí sử dụng nguồn khí tự nhiên trong nước. Cụ thể, từ nay đến năm 2030, tập trung phát triển hai chuỗi dự án khí – điện Lô B và Cá Voi Xanh (tổng công suất 6.900MW).

Trong số này, cụm nhà máy điện sử dụng khí Cá Voi Xanh gồm 5 nhà máy mới: Dung Quất 1,2,3 và Miền Trung 1,2 (tổng công suất 3.750MW). Nhiệt điện Dung Quất 3 (cùng với nhiệt điện Dung Quất 1) nằm trong phần dự án hạ nguồn do EVN đầu tư.

Góp phần lý giải cho việc Dung Quất 3 hiện chưa thể triển khai, là dự án phát triển mỏ khí thượng nguồn, đường ống, trạm xử lý khí trên bờ (do ExxonMobil làm nhà điều hành) đang chậm, dẫn tới việc đàm phán các thỏa thuận thương mại và bảo lãnh chính phủ (GGU) chậm, ảnh hưởng đến tiến độ các công việc khác. Được biết, đang ghi nhận rủi ro về phía thượng nguồn (do ExxonMobil triển khai) đang có vấn đề về định hướng đầu tư nội bộ và dự án này không nằm trong các dự án ưu tiên của ExxonMobil.

Cần nhắc lại, các dự án nguồn điện lớn (trong đó có một số trường hợp do EVN đầu tư đã định hình trong Quy hoạch điện VII điều chỉnh) đều đã chậm tiến độ nhiều năm, để phù hợp với tiến độ cấp khí Lô B, Cá Voi Xanh và tiến độ xây dựng dự án nhiệt điện Dung Quất 1).

Tuy nhiên, Bộ Công thương cho biết sẽ tập trung đôn đốc chuỗi dự án này để đạt tiến độ dự kiến năm 2028-2029.

Với tổng mức đầu tư khoảng 17.500 tỷ đồng, dự án đã được phân tích tài chính nhằm tìm ra mức giá điện đáp ứng được suất sinh lời kỳ vọng của chủ đầu tư và tỷ suất sinh lợi kỳ vọng trên vốn chủ sở hữu.

Theo đó, ở hai kịch bản (vận hành quý IV/2024 và quý IV/2026 với cùng công suất thiết kế 6.000 giờ/năm), so sánh ở tất cả các phương án vay (vay thương mại trong nước, vay ECAs), giá bán điện cần tăng dần theo từng năm trong suốt đời sống dự án. Cụ thể, giá điện sẽ tăng dần từ mức khoảng 2.100 đồng/kWh năm 2024 lên mức tiệm cận 3.000 đống/kWh vào năm 2049.

Nhiên liệu khí được cấp từ mỏ khí Cá Voi Xanh ngoài khơi đến khu vực dự án bằng hệ thống đường ống (khoảng 1,27 tỷ m3/năm). Giá khí (tạm tính năm 2024, thời điểm dự kiến vận hành nhà máy) là 10,35 USD/triệu đơn vị nhiệt Anh (BTU) và sẽ được chuẩn xác trong hợp đồng mua bán khí.

Tương tự trường hợp Dung Quất 1, nhiệt điện Dung Quất 3 (phải triển khai để thực hiện bao tiêu khí Cá Voi Xanh) được EVN kiến nghị Thủ tướng chấp thuận giá bán điện của dự án được tính toán đầy đủ để đảm bảo hiệu quả đầu tư của dự án.

Giá điện dự án được tính toán trong phương án giá bán điện hàng năm của EVN và nhà máy không tham gia thị trường điện vì có các ràng buộc phải sử dụng tối đa khí Cá Voi Xanh để đảm bảo lợi ích quốc gia.

Liên quan tới hoạt động đầu tư xây dựng, EVN cũng nêu ra hàng loạt vướng mắc, khó khăn như thẩm quyền quyết định, tính đồng bộ của dự án nguồn điện và dự án cấp nhiên liệu (điển hình là Dung Quất 1 và 3 phụ thuộc khí Cá Voi Xanh), bồi thường giải phóng mặt bằng, chuyển mục đích sử dụng rừng. 

Trong đó, đáng chú ý là khó khăn huy động vốn: Các dự án nguồn điện của EVN có giá trị vốn vay lớn nên phải trình cơ quan đại diện chủ sở hữu (Ủy ban quản lý vốn nhà nước) phê duyệt phương án huy động vốn. Mặc dù đã tham gia thẩm định FS các dự án, trong quá trình thẩm định đề án vay vốn, ủy ban này tiếp tục yêu cầu tính toán lại các thông tin chi tiết liên quan đến dự án bao gồm giá điện, dòng tiền, hiệu quả kinh tế, tài chính của dự án,...

Ngoài ra, còn có vướng mắc liên quan đến phê duyệt hợp đồng thế chấp tài sản (đối với các hợp đồng mà giá trị dự kiến của tài sản thế chấp vượt quá mức dự án nhóm B theo Luật đầu tư công, các dự án liên quan đến công trình quan trọng liên quan đến an ninh quốc gia) làm kéo dài thời gian thu xếp vốn cho các dự án.

Phần lớn các ngân hàng thương mại trong nước có khả năng cho vay đều đã vượt giới hạn tín dụng đối với EVN và các đơn vị thành viên theo quy định của Luật các tổ chức tín dụng. Để cấp tín dụng vượt giới hạn, các ngân hàng phải hoàn tất các thủ tục theo quy định tại Quyết định 13/2018/QĐ-TTg của Thủ tướng. Quy trình này thường kéo dài, làm ảnh hưởng lớn đến tiến độ thu xếp vốn của các dự án điện.

Đối với vay vốn ODA/ưu đãi nước ngoài, theo quy định tại Nghị định 97/2018/NĐ-CP của Chính phủ về cho vay lại vốn vay ODA/ưu đãi nước ngoài, các dự án phải áp dụng cơ chế cho vay lại chịu rủi ro tín dụng. Do đó, các ngân hàng, tổ chức tín dụng thực hiện cho vay lại chịu rủi ro tới EVN sẽ gặp vướng mắc liên quan đến giới hạn tín dụng.

> Đón đọc các bài viết cùng chuyên đề "Những quả đấm thép trong ngành điện" TẠI ĐÂY