Đề xuất lập tổ liên ngành gỡ vướng cho dự án điện lớn

Chỉ khoảng 6.634 MW điện khí có thể vận hành vào 2030

Theo Quy hoạch điện VIII, tổng quy mô công suất các dự án nhà máy điện khí được đầu tư xây dựng và đưa vào vận hành đến năm 2030 là 30.424 MW (23 dự án). Trong đó, tổng công suất nhà máy điện khí sử dụng khí khai thác trong nước là 7.900 MW (10 dự án), tổng công suất nhà máy điện khi sử dụng LNG là 22.524 MW (13 dự án).

Đến thời điểm tháng 12/2023, mới chỉ có Nhà máy Nhiệt điện Ô Môn I (660 MW) đã đưa vào vận hành, hiện sử dụng nhiên liệu dầu. Nhà máy Nhiệt điện Ô Môn I sẽ chuyển sang sử dụng nhiên liệu khí sau khi có khí từ mỏ khí Lô B.

Một dự án đang xây dựng là dự án Nhà máy Nhiệt điện Nhơn Trạch 3&4, công suất 1.624 MW, tiến độ đạt 73%. Dự án Nhà máy Nhiệt điện Nhơn Trạch 3 và Nhơn Trạch 4 sử dụng LNG từ Kho cảng LNG Thị Vải. Hiện tại, dự án Kho cảng LNG Thị Vải đã hoàn thành thi công và đưa vào sử dụng, sẵn sàng cấp LNG cho Dự án Nhà máy Nhiệt điện Nhơn Trạch 3& 4.

Còn lại 18 dự án đang trong quá trình chuẩn bị đầu tư xây dựng.

Đánh giá tiến độ của các dự án điện khí, Bộ Công thương cho hay phải mất khoảng 7,5 năm kể từ khi giao chủ đầu tư đến khi đưa vào vận hành thương mại. Nhưng điểm khó khăn nhất là thời gian đàm phán hợp đồng mua bán điện (hợp đồng PPA), thu xếp vốn vay khó xác định, có độ dao động rất lớn vì phụ thuộc vào năng lực, kinh nghiệm và tài chính của nhà đầu tư, cũng như các yêu cầu cụ thể trong hợp đồng PPA. Như dự án Nhà máy Nhiệt điện Nhơn Trạch 3 và Nhơn Trạch 4 đã thi công xây dựng được khoảng 73% nhưng chưa ký được hợp đồng PPA và thu xếp xong vốn vay.

Do vậy, Bộ này nhận định chỉ khoảng 6.634 MW điện khí có thể đưa vào vận hành thương mại trước năm 2030, gồm Trung tâm Điện lực Ô Môn; Nhơn Trạch 3&4 và Hiệp Phước.

Các dự án còn lại chỉ có thể đưa vào vận hành đến năm 2030 nếu hoàn thành đàm phán hợp đồng PPA và thu xếp vốn vay trước năm 2027.

Nghiên cứu cơ chế để tháo gỡ vướng mắc

Hiện các vướng mắc được xác định là cam kết bao tiêu sản lượng, cơ chế chuyển ngang giá khí sang giá điện, cơ chế mua LNG dài hạn phù hợp với thông lệ quốc tế.

Các chủ đầu tư trong nước thường đòi hỏi trong hợp đồng PPA cần cam kết bao tiêu sản lượng điện Qc với mức mong muốn là 80-90%; hoặc chuyển ngang giá khí sang giá điện.

Còn các chủ đầu tư nước ngoài luôn có những yêu cầu rất khác biệt. Ngoài những yêu cầu nêu trên, các chủ đầu tư nước ngoài còn yêu cầu ngôn ngữ hợp đồng PPA là tiếng Anh và tiếng Việt (nếu có sự khác biệt giữa tiếng Anh và tiếng Việt thì tiếng Anh được ưu tiên áp dụng); áp theo luật nước ngoài (Anh hoặc Singapore). Các chủ đầu tư nước ngoài cũng yêu cầu Chính phủ bảo lãnh thanh toán, bảo lãnh chuyển đổi ngoại tệ, bảo lãnh rủi ro liên quan đến tiến độ dự án đấu nối và truyền tải, các sự cố lưới điện và truyền tải…

Bộ Công thương cho rằng, thị trường điện cạnh tranh vào vận hành từ 1/7/2012, không quy định về việc cam kết bao tiêu sản lượng điện tối thiểu đối với các nhà máy tham gia thị trường điện, mà các đơn vị phát điện sẽ được sắp xếp từ giá chào thấp đến cao. Tuy nhiên, do giá thị trường điện luôn có nhiều biến động, khó dự báo, cho nên bên bán – bên mua có thể ký hợp đồng tài chính phái sinh.

Để có cơ sở triển khai các dự án điện khí trong thời gian tới, căn cứ quy định hiện hành, Bộ Công thương cho biết sẽ tiếp tục chỉ đạo Tập đoàn điện lực Việt Nam (EVN) và chủ đầu tư các nhà máy điện thực hiện đàm phán, thỏa thuận sản lượng điện hợp đồng và bổ sung vào hợp đồng mua bán điện.

Tuy nhiên, việc EVN thỏa thuận, cam kết sản lượng điện hợp đồng dài hạn với chủ đầu tư các dự án điện khí sẽ phát sinh các tồn tại vướng mắc trong thực tế đối với EVN (là bên mua điện của dự án). Trong đó, có thời điểm sản lượng điện hợp đồng mà EVN cam kết mua từ nhiều nhà máy điện sẽ bị vượt quá so với nhu cầu thực tế, khi đó nhà máy sẽ không phát điện nhưng EVN vẫn phải trả tiền điện. Điều này ảnh hưởng đến cân đối tài chính của EVN trong trường hợp giá bán lẻ điện không được điều chỉnh kịp thời.

Các dự án điện khí trong nước như chuỗi dự án điện khí – điện như Lô B, Cá Voi Xanh sẽ đem lại hiệu quả, đóng góp vào ngân sách nhà nước. Vì vậy, Bộ Công thương kiến nghị Chính phủ giao các Bộ liên quan xây dựng cơ chế tài chính cho EVN, PVN trong việc triển khai đồng bộ chuỗi dự án khí, điện, không tạo sức ép lên giá điện và gánh nặng cho EVN.

Về cơ chế chuyển ngang giá khí sang giá điện, Bộ Công thương cho biết đã kiến nghị Thủ tướng đồng ý nguyên tắc chuyển ngang giá khí sang giá điện, chuyển quy định về bao tiêu sản lượng khí trong các hợp đồng mua bán khí sang các hợp đồng mua bán điện. Bộ Công thương sẽ là đơn vị chỉ đạo các bên liên quan đàm phán hợp đồng mua bán khí, hợp đồng bán khí, hợp đồng mua bán điện theo nguyên tắc được Thủ tướng chấp thuận.

Đến nay, Thường trực đã có ý kiến đồng ý về nguyên tắc chuyển ngang giá khí sang giá điện đối với dự án Lô B, Cá Voi Xanh, LNG Nhơn Trạch 3&4. Riêng đối với nội dung bao tiêu sản lượng điện, sản lượng khí của dự án LNG Nhơn Trạch 3&4, Thường trực Chính phủ có ý kiến: "việc đàm phán bao tiêu sản lượng điện và sản lượng khí là thỏa thuận sản xuất kinh doanh của các doanh nghiệp".

Với những khó khăn, vướng mắc trên là những vấn đề rất mới, liên quan đến nhiều cấp có thẩm quyền, các bộ ngành, vì vậy, Bộ Công thương kiến nghị Thủ tướng thành lập tổ công tác liên ngành của Chính phủ để tập trung nghiên cứu, đề xuất các cơ chế, chính sách và các vấn đề cấp bách, quan trọng. Đồng thời, đề xuất sửa đổi các văn bản quy phạm pháp luật bảo đảm đồng bộ, khả thi trình cấp có thẩm quyền xem xét, quyết định.