Ngay cả những nhà đầu tư có tiềm lực lớn như PV Power cũng gặp vướng mắc khi xây dựng các nhà máy điện khí. Nếu không hoàn thiện hành lang pháp lý, sẽ khó huy động vốn cho loại hình năng lượng này.
Chi phí nhập khẩu LNG chiếm phần lớn trong giá thành sản xuất điện nên cần có cơ chế kí kết hợp đồng dài hạn để tránh rủi ro về giá và nguồn cung. Ảnh: T.L.
Giá điện khí LNG cần phải theo cơ chế thị trường
Theo quy hoạch điện 8, đến năm 2030 sẽ có 23 dự án điện khí với tổng công suất là 30.424 MW; trong đó có 10 dự án nhà máy điện khí sử dụng khí khai thác trong nước và 13 dự án nhà máy điện khí sử dụng LNG.
Điện khí LNG có lượng phát thải carbon ít hơn 45% so với điện than, ít hơn 30% so với đốt dầu, giảm tới 90% lượng NOx, góp phần bảo vệ môi trường. Điện khí là nguồn điện ổn định, có giá trị năng lượng cao, không phụ thuộc vào thời tiết như điện gió hay điện mặt trời, phủ đỉnh nhanh trong trường hợp các nguồn điện khác giảm phát. Vì vậy, theo quy hoạch điện 8, nhiệt điện khí chiếm tỷ trọng lớn nhất trong cơ cấu nguồn điện (24,8% tổng công suất nguồn điện).
Tuy nhiên, tính đến tháng 6 năm nay mới đưa vào vận hành nhà máy nhiệt điện Ô Môn I (660 MW, sử dụng nhiên liệu dầu sau đó sẽ sử dụng khí Lô B). Cùng với hai dự án do PV Power đầu tư là nhà máy Nhơn Trạch 3 và 4, công suất 1.624 MW, tiến độ đạt 85% (sử dụng LNG từ Kho cảng LNG Thị Vải).
Ngoài ra đang trong quá đầu tư xây dựng có 18 dự án, 3 dự án đang lựa chọn nhà đầu tư và mới có 1 dự án điện gió ngoài khơi được Thủ tướng Chính phủ cho phép khảo sát, nghiên cứu tiền khả thi giữa PTSC và đối tác Singapore.
Chia sẻ trong Hội thảo: “Thúc đẩy phát triển năng lượng Xanh: Hiện trạng và giải pháp thực hiện”, hôm 8/8, ông Nguyễn Quốc Thập, Chủ tịch Hội Dầu khí Việt Nam, cho biết bản thân dự án nhà máy điện khí LNG do PV Power đầu tư cũng khó khăn khi đầu ra vẫn chưa được thống nhất. Nếu nhập khẩu ngắn hạn rất rủi ro vì giá cả, nguồn cung biến động. Để giá theo thông lệ thị trường hiện nay thì cần có cam kết dài hạn mới có thể ký được các hợp đồng để đảm bảo cả chuỗi, nhà đầu tư mới có thể hình dung được quy mô và rủi ro trong tương lai.
Nhưng hiện vẫn chưa có cơ chế bảo lãnh/bảo đảm chuyển đổi ngoại tệ và nghĩa vụ thanh toán quốc tế về nhập khẩu LNG. Chưa có quy định bên mua điện thực hiện bao tiêu sản lượng điện và cơ chế chuyển ngang giá khí sang giá điện. Bên cạnh đó, Luật Giá hiện hành chưa quy định cước phí nhập khẩu, tồn trữ, tái hóa LNG thuộc danh mục hàng hóa do Nhà nước định giá nên cước phí này sẽ được các bên liên quan đàm phán và thống nhất. Điều này dẫn đến gặp khó khăn trong quá trình đàm phán, ký kết hợp đồng mua bán khí LNG và điện tương ứng.
“Giá điện khí LNG cần phải theo cơ chế thị trường, do chi phí nhập khẩu LNG chiếm phần lớn trong giá thành sản xuất điện. Điện khí LNG cần được tiêu thụ bởi các khu công nghiệp, các nhà máy chế biến hay rộng hơn là nền kinh tế. Vì vậy cần có các cam kết dài hạn về mua và bán khí LNG; về hợp đồng mua bán điện với khách hàng tiêu thụ điện và mở rộng đối tượng được mua bán điện trực tiếp”, TS. Nguyễn Quốc Thập nhấn mạnh.
Do hành lang pháp lý cho phát triển điện khí còn thiếu dẫn tới các quyết định đầu tư chậm ban hành và khó ban hành vì các điều kiện chưa được thỏa mãn. Điều này làm giảm sức hút đầu tư vào các dự án điện khí.
“Mọi hoạt động, kể từ khi chuẩn bị đầu tư, kêu gọi đầu tư cho đến đàm phán các hợp đồng đều vướng nên nhiều dự án có nhiều nhà đầu tư quan tâm song sau nhiều năm theo đuổi vẫn ở trạng thái khó giải quyết”, ông Thập nói.
Cần thay đổi quy chế tài chính của Petrovietnam, EVN, TKV
Cần thay đổi cơ chế thuế phí, cơ chế huy động vốn để đảm bảo các dự án điện khí LNG đủ nguồn vốn xây dựng và vận hành. Ảnh: T.L.
Theo Hiệp hội Năng lượng Việt Nam, giai đoạn 2021 – 2030, ngành điện cần nguồn vốn lên tới hơn 130 tỷ USD để phát triển. Nhưng trong hơn 3 năm qua, con số huy động được mới khoảng 30 tỷ USD. Như vậy, trong hơn 6 năm tiếp theo, việc huy động 100 tỷ USD còn lại là thách thức lớn. Trong đó, riêng nguồn vốn cần huy động để đạt quy mô 22.400 MW điện LNG là khoảng 20 tỷ USD, tương đương gần 500 nghìn tỷ đồng.
Theo TS Thập, nguồn vốn huy động cho các dự án điện rất lớn. Tuy nhiên, Luật Tổ chức tín dụng hiện nay giới hạn tỷ lệ an toàn tín dụng 15% vốn điều lệ khi cho vay, khiến việc thu xếp vốn cho dự án điện khí khó khăn.
Chưa kể, hầu hết các dự án điện không thuộc đối tượng được cấp bảo lãnh Chính phủ. Hiện chưa đủ cơ sở pháp lý thay thế bảo lãnh Chính phủ để có thể vay vốn/thu xếp vốn cho các dự án, đặc biệt là đối với các doanh nghiệp Nhà nước như Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (Petrovietnam), Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN), Tập đoàn công nghiệp Than – Khoáng sản Việt Nam (TKV).
Ngoài ra, chính sách ưu đãi cho đầu tư phát triển các dự án điện, dự án sử dụng nguồn năng lượng tái tạo, năng lượng mới theo Luật Điện lực chậm được ban hành.
Vị này cho rằng cần nghiên cứu sửa đổi Luật Thuế, liên quan đến cơ chế thuế phí đối với đầu tư, vận hành các dự án điện khí LNG. Sửa đổi điều lệ tổ chức hoạt động và quy chế tài chính của các Tập đoàn kinh tế Nhà nước trong lĩnh vực năng lượng như Petrovietnam, EVN, TKV. Trong đó, chú trọng quy định về điều kiện thu xếp vốn đối với các dự án không được cấp bảo lãnh Chính phủ, cho phép các tập đoàn được thế chấp tài sản với các chủ thể trong hoạt động mua bán khí – LNG và mua bán điện.
“Hội Dầu khí Việt Nam kiến nghị nâng cấp nghị định về điều lệ tổ chức và hoạt động, quy chế tài chính của các Tập đoàn Petrovietnam, EVN, TKV tương đương với bộ Luật do Quốc hội ban hành nhằm bảo đảm đủ hành lang pháp lý”, TS. Thập đề xuất.
Để có thêm nguồn lực tài chính trong phát triển điện khí LNG nói riêng và năng lượng tái tạo nói chung, ông Phạm Anh Tuấn, Phó Viện trưởng Viện Kinh tế Việt Nam, cho rằng Việt Nam đang tham gia đối tác chuyển đổi năng lượng công bằng (JETP), vì vậy có thể tận dụng nguồn lực lên tới 15,5 tỷ USD từ các tổ chức quốc tế để thúc đẩy chuyển dịch năng lượng.
