Đề xuất "bao tiêu" tới 95% sản lượng điện
Tại các góp ý gửi cơ quan soạn thảo về dự thảo Nghị định sửa đổi khoản 4 Điều 15 Nghị định 56 hướng dẫn Luật Điện lực, nhiều nhà đầu tư điện khí LNG đều đồng loạt đề xuất nâng mạnh mức sản lượng điện tối thiểu được thanh toán (Qc), hiện đang được áp dụng ở mức 65%.
Theo các doanh nghiệp, điện khí LNG có đặc thù vốn đầu tư rất lớn, chi phí nhiên liệu phụ thuộc nhập khẩu và biến động mạnh theo thị trường quốc tế. Nếu không có một mức “bảo đảm đầu ra” đủ cao, các tổ chức tín dụng rất khó chấp nhận cho vay dài hạn.
Ngay cả Tổng Công ty Điện lực Dầu khí Việt Nam (PV Power), đơn vị đang triển khai Nhơn Trạch 3 và 4 cũng kiến nghị mức tối thiểu không thấp hơn 85% sản lượng điện bình quân nhiều năm để đảm bảo khả năng trả nợ và tạo cơ sở đầu tư các dự án tiếp theo.
Một số nhà đầu tư khác còn đề xuất mức cao hơn đáng kể. Vinenergo kiến nghị nâng mức Qc tối thiểu trong hợp đồng mua bán điện lên 95% và kéo dài thời gian áp dụng tới 25 năm. Trong khi đó, Công ty Cổ phần Đầu tư Xây dựng Trung Nam đề xuất áp dụng mức Qc tối thiểu 90% trong 20 năm vận hành đối với các dự án vận hành thương mại trước ngày 31/12/2031.
Các doanh nghiệp LNG đề xuất nâng mức bao tiêu điện lên đến 90-95%.
Không chỉ doanh nghiệp trong nước, nhiều tập đoàn nước ngoài như Marubeni, Tokyo Gas hay liên danh LNG Hải Lăng cũng cho rằng nếu không có cơ chế đủ mạnh để bảo đảm dòng tiền, các dự án rất khó đạt mốc thu xếp tài chính (financial close), điều kiện then chốt để thu xếp vốn và triển khai thực tế.
Điều đáng nói, theo các nhà đầu tư việc nâng mức bao tiêu điện chưa thể giải quyết tận gốc bài toán vốn.
Theo phân tích của liên danh LNG Hải Lăng, ngay cả khi nâng mức cam kết lên 75% trong 15 năm như dự thảo mà Bộ Công Thương đề xuất, dòng tiền dự án vẫn chưa đủ ổn định do còn phụ thuộc hàng loạt yếu tố khác như biến động giá LNG, khả năng huy động thực tế của hệ thống điện và cơ chế thanh toán từ bên mua điện.
Các tổ chức cho vay hiện không chỉ nhìn vào sản lượng điện được cam kết mà đánh giá tổng thể khả năng tạo dòng tiền sau khi trừ chi phí nhiên liệu và rủi ro vận hành.
Đặc biệt, rủi ro lớn nhất nằm ở chỗ cơ chế bao tiêu điện là chính sách có thể thay đổi theo thời gian. Khi đó, các ngân hàng sẽ phải “chiết khấu rủi ro chính sách”, khiến chi phí vốn tăng cao và cuối cùng lại được tính vào giá điện.
Lo phải trả tiền cho điện không dùng
Bộ Công Thương và Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) lo ngại nếu cam kết quá cao, hệ thống có thể phải trả tiền cho sản lượng điện không thực sự cần thiết.
Theo tính toán của cơ quan quản lý, nếu mức cam kết vượt khoảng 80%, có thể xảy ra tình trạng “over contract", tức sản lượng được cam kết thanh toán cao hơn sản lượng điện thực tế được huy động. Khi đó, dù nhà máy không phát điện, hệ thống vẫn phải thanh toán theo hợp đồng, tạo áp lực tài chính rất lớn cho EVN và tiềm ẩn nguy cơ đẩy chi phí vào giá điện.
Nhiều dự án điện khí LNG chậm tiến độ lo vướng mắc cơ chế bao tiêu.
Cơ quan soạn thảo nghiêng về phương án nâng mức cam kết từ 65% lên khoảng 75% và giới hạn thời gian áp dụng tối đa 15 năm. Tuy nhiên, khoảng cách quan điểm giữa các bên hiện vẫn rất lớn.
EVN cũng thừa nhận việc đàm phán hợp đồng mua bán điện với các nhà đầu tư LNG ngoài ngành thường kéo dài và khó đạt đồng thuận do xung đột lợi ích trực tiếp. Ngay cả Nhơn Trạch 3 và 4, những dự án LNG hiếm hoi đã bước vào giai đoạn hoàn thiện cũng từng gặp nhiều vướng mắc trong đàm phán cơ chế áp dụng sản lượng điện cam kết.
Sự bế tắc của cơ chế bao tiêu điện đang trở thành một trong những nguyên nhân khiến nhiều dự án LNG trong Quy hoạch điện VIII điều chỉnh tiếp tục chậm tiến độ. Một ví dụ điển hình là dự án LNG Nghi Sơn. Dù được kỳ vọng là dự án điện khí lớn tại Thanh Hóa và đã tổ chức 3 lần đấu thầu lựa chọn nhà đầu tư nhưng đến nay dự án vẫn chưa thể tìm được chủ đầu tư phù hợp.
