MỚI

Thiệp 24HMoney v2.0

#KT vĩ mô

24HMONEY đã kiểm duyệt

Bế tắc trong đàm phán giá mua bán điện khí LNG - Nhìn 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.

Với cơ cấu nguồn điện như trên, cùng với định hướng đến năm 2050 không còn sử dụng than cho phát điện, vai trò chạy nền của các nhà máy điện khí trong hệ thống điện là tất yếu - nguồn điện duy nhất không bị ảnh hưởng bởi thời tiết so với thủy điện, điện gió, mặt trời.

Ngoài ra, lợi thế của điện khí là tính sẵn sàng cao, công suất lớn, với dải điều chỉnh rộng, giảm thiểu phát thải khí nhà kính CO2, đặc biệt giảm thiểu khí gây ô nhiễm SOx, NOx so với các nhà máy điện chạy than và dầu, thời gian đáp ứng nhanh khi nguồn năng lượng tái tạo không hoạt động. Tuy nhiên, điểm nghẽn lớn nhất hiện nay trong việc triển khai xây dựng các dự án điện LNG là giá bán điện ở mức nào và tổng sản lượng điện bao tiêu hàng năm (Qc) bao nhiêu là hợp lý.

Hiện tại, Bộ Công Thương vẫn chưa ban hành khung giá phát điện cho nhà máy điện LNG, thì việc cam kết tổng sản lượng điện mua hàng năm (Qc) từ phía Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) và bao tiêu sản lượng khí hàng năm cũng khiến nhà đầu tư lo lắng đến hiệu quả của dự án. Điều này thể hiện cụ thể qua dự án điện LNG Nhơn Trạch 3 và 4 do Tổng công ty Điện lực Dầu khí (PV Power) làm chủ đầu tư (được triển khai từ năm 2017) và dự kiến phát điện thương mại Nhà máy điện Nhơn Trạch 3 vào tháng 11/2024, nhưng đến nay vẫn vướng mắc với hai lý do trên. Còn điện LNG Bạc Liêu do Cty Delta Offshore (IPP nước ngoài được cấp Chứng nhận đầu tư từ đầu năm 2020), cũng có một trong các lý do tương tự, đến nay chưa thể khởi công.

Theo Quy hoạch điện VIII, với 22.400 MW điện LNG và sản lượng điện hàng năm là 83,5 tỷ kWh. Như vậy, số giờ sử dụng công suất lắp máy tương đương là 3.728 giờ - nghĩa là tỷ lệ bao tiêu sản phẩm chỉ ở mức 42,6%, nếu cao hơn sẽ phải cắt giảm huy động từ các nguồn điện khác trong hệ thống điện.

Thông thường, đối với các dự án điện LNG, số giờ sử dụng công suất lắp máy nếu đạt được khoảng 6.000 giờ/năm - tức cam kết hệ số huy động công suất lắp máy từ các nhà máy này chiếm tỷ lệ khoảng 68,5% và với giá bán điện hợp lý thì mới đem lại hiệu quả cho nhà đầu tư. Tuy nhiên, các chủ đầu tư điện khí LNG luôn đề nghị tỷ lệ này ở mức 72-90% trong toàn bộ thời hạn hợp đồng. (Yêu cầu này xuất phát từ các bên cho vay, nhằm đảm bảo dòng tiền ổn định để chủ đầu tư trả nợ).

Rõ ràng, nếu EVN chấp thuận điều kiện này sẽ có rủi ro làm tăng giá điện. Với giá thành phát điện cao, độ biến động giá lớn (phụ thuộc vào giá khí LNG nhập khẩu) và 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 khí LNG đi vào vận hành (đến năm 2030 chiếm tỷ lệ 14,8% trong toàn hệ thống).

Ví dụ, với giá LNG trung bình hiện ở mức 12 USD/triệu BTU, tính ở mức hệ số công suất nhà máy điện là 70%, giá thành mỗi kWh điện từ loại hình này lên tới 2.780 đồng/kWh. Và với giá bán lẻ bình quân năm 2023 là 2006,79 đồng/kWh, lỗ riêng của EVN do chênh lệch giá mua so với giá bán lẻ là 773,23 đồng/kWh (chưa kể chi phí quản lý, tổn thất lưới truyền tải, phân phối…).

Ngoài ra, nếu EVN chấp nhận điều kiện này trong PPA sẽ tạo ra tiền lệ mới và không công bằng với các loại hình nhà máy điện khác đang vận hành trong hệ thống điện Việt Nam. Các nhà máy điện hiện tại đang vận hành đều không có cam kết dài hạn, mà thực hiện hàng năm theo cân đối cung cầu thực tế. Thậm chí, theo định hướng, tỷ lệ này sẽ phải giảm dần nhằm tăng lượng điện cạnh tranh qua thị trường giao ngay.

Vì bế tắc trong đàm phán PPA với các nhà đầu tư nhà máy điện khí LNG, nên EVN đã phải cầu cứu đến Thủ tướng Chính phủ. Ngày 12/4/2024 tại văn bản số 1986/EVN-TTĐ về “một số vướng mắc trong triển khai các dự án điện khí LNG trong Quy hoạch điện VIII”, EVN đã kiến nghị Thủ tướng Chính phủ xem xét, quyết định tỷ lệ điện năng qua các hợp đồng dài hạn ở mức phù hợp trong thời gian trả nợ của dự án nhằm đảm bảo khả thi trong việc thu hút đầu tư các dự án điện khí LNG, tránh tác động giá bán lẻ, cũng như đảm bảo sự cạnh tranh bình đẳng với các loại hình nguồn khác trên thị trường điện. EVN đề xuất hệ số công suất nguồn điện LNG có thể khoảng 65% (tương đương 5.690 giờ/năm số giờ sử dụng công suất lắp máy).

Lời kết:

Khi Bộ Công Thương chưa ban hành khung giá phát điện cho nhà máy điện LNG, việc EVN từ chối cam kết tổng sản lượng điện mua hàng năm (Qc) dài hạn là hợp lý, bởi sẽ có rủi ro lớn trong tương lai khi EVN phải trả tiền tương ứng với sản lượng Qc đã cam kết với giá điện cao hơn giá bán. Còn nếu sản lượng của điện LNG được huy động thấp để đưa các nguồn có giá rẻ hơn vào, EVN vẫn phải trả tiền cho nguồn này theo sản lượng đã cam kết.

Nhìn sang Thái Lan cho thấy: Hệ thống điện của quốc gia này dựa chủ yếu vào điện khí, chiếm sản lượng 53% của 215 tỷ GWh vào năm 2022, đóng vai trò chủ đạo trong hệ thống điện [2]. Tuy nhiên, các nhà máy điện khí của Thái Lan ban đầu dự tính chạy nền trong biểu đồ phụ tải đã phải chuyển sang chạy lưng, hay phủ đỉnh với tỷ lệ huy động dưới 50% số giờ sử dụng công suất lắp máy, do nhu cầu phụ tải thấp hơn dự báo, nhưng chủ đầu tư các nhà máy điện khí vẫn đảm bảo lợi nhuận do Thái Lan thực hiện giá điện hai thành phần. Cụ thể là tiền thanh toán cho sự sẵn sàng có điện (sự sẵn sàng cấp điện chi trả cho chi phí đầu tư cơ bản, chi phí bảo trì cố định) và thanh toán cho sản lượng điện.

Trung Quốc cũng có chính sách giá điện hai thành phần tương tự, vì số giờ vận hành điện LNG chỉ đạt dưới 2.500 giờ/năm.

Cụ thể hơn, chúng ta có thể tham khảo nhà máy điện khí chu trình hỗn hợp Shanghai Lingang ở Pudong - nhà máy bán được nhiều điện nhất ở Thượng Hải hiện nay [3]: Với 4 tổ máy chu trình hỗn hợp có tổng công suất đặt 1.400 MW, trong năm 2023 nhà máy phát ra lượng điện 3,26 tỷ kWh (tương đương số giờ phát 2.329 giờ). Nếu áp giá tháng 3/2024, thì nhà máy thu nhập từ bán điện năng theo giá 0,6283 NDT/kWh, được 2,048 tỷ NDT/năm (tương đương 284 triệu USD). Doanh thu từ công suất theo giá 36,5 NDT/tháng.kW được 613,2 triệu NDT (tương đương 85 triệu USD). Như vậy, doanh thu của nhà máy trong năm là hơn 2,661 tỷ NDT.

Hiện tại nước ta chưa thí điểm thực hiện giá điện hai thành phần, do đó, việc EVN đề nghị Thủ tướng Chính phủ quyết định tỷ lệ điện năng qua các hợp đồng dài hạn đối với điện khí LNG ở mức phù hợp để tháo gỡ ách tắc trong đàm phán PPA giữa EVN với chủ đầu tư các dự án là nhằm đảm bảo thực hiện các dự án điện khí LNG theo Quy hoạch điện VIII đúng tiến độ, đảm bảo an ninh cung cấp điện giai đoạn 2025-2030. Nhưng về lâu dài, cần chấp nhận ảnh hưởng của giá điện khí LNG làm tăng giá điện bán lẻ.

Hơn nữa, để thị trường điện vận hành thực chất, cần sớm thực hiện giá điện hai thành phần, trước hết đối với các nguồn cung cấp điện, đảm bảo sự cạnh tranh bình đẳng của loại hình nguồn trên thị trường điện Việt Nam. Còn giai đoạn tiếp theo là xem xét áp dụng giá điện hai thành phần (công suất và điện năng) với các hộ tiêu thụ điện lớn.