Dự án điện lớn bế tắc vì bao tiêu dài hạn

Sau Nhà máy Nhơn trạch 1 và Nhơn Trạch 2 (trong ảnh) dùng khí khai thác được trong nước, sẽ tới Nhà máy Nhơn Trạch 3 và Nhơn Trạch 4 dùng khí LNG nhập khẩu

Nhà máy điện muốn ổn định

Là những dự án đầu tiên tại Việt Nam sử dụng nguồn nhiên liệu LNG nhập khẩu, nhưng Dự án Nhiệt điện Nhơn Trạch 3 và Nhơn Trạch 4 đang đối mặt với những thách thức lớn trong quá trình triển khai, khi câu chuyện bao tiêu sản lượng điện hợp đồng dài hạn không dễ như bên bán điện nghĩ.

Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (Petrovietnam) mới đây đưa ra một số kiến nghị và đề xuất tháo gỡ với kỳ vọng đẩy nhanh tiến độ triển khai 2 dự án nhiệt điện khí LNG mà Tổng công ty Điện lực Dầu khí Việt Nam (PVPower) đầu tư. Theo đó, việc ký kết hợp đồng mua bán điện (PPA) không chỉ là một trong các điều kiện tiên quyết để khởi công dự án, mà còn là căn cứ pháp lý đầy đủ nhất để đảm bảo hiệu quả của Dự án.

Đặc biệt, trong điều kiện 2 dự án trên không có bảo lãnh của Chính phủ, thì PPA là một trong những điều kiện hết sức quan trọng để các nhà tài trợ vốn xem xét, thẩm định, ký kết hợp đồng tín dụng và giải ngân vốn vay.

Với thực tế trên, câu chuyện đàm phán PPA của Nhơn Trạch 3 và Nhơn Trạch 4 đã được tập trung trong hơn một năm qua. Dẫu vậy, trong quá trình đàm phán, vấn đề “sản lượng điện hợp đồng Qc” có tính quan trọng và ảnh hưởng lớn đến hiệu quả của dự án vẫn chưa được các bên thống nhất.

Căn cứ các văn bản hướng dẫn, quy định liên quan của Bộ Công thương, để phù hợp với thông lệ quốc tế trong việc cung cấp LNG nhập khẩu, đáp ứng yêu cầu tiên quyết của các nhà tài trợ, cũng như đảm bảo hiệu quả của Dự án, PVPower đề xuất Qc hàng năm là khoảng 90% sản lượng điện năng phát bình quân nhiều năm của hai nhà máy. Thời gian áp dụng là 15 năm kể từ khi nhà máy vận hành thương mại.

Đề xuất trên xuất phát từ yêu cầu bao tiêu nhiên liệu LNG trong hợp đồng mua bán nhiên liệu. Với thông lệ quốc tế hiện nay, việc mua bán LNG trên thế giới được thực hiện thông qua hợp đồng định hạn, hoặc mua trên thị trường giao ngay theo chuyến (spot).

Nếu chọn mua bán theo hình thức spot, người mua có thể linh hoạt trong xác nhận thời điểm và khối lượng nhận, nhưng không ổn định, phụ thuộc lớn vào thị trường thế giới tại thời điểm nhập khẩu với biên độ biến động giá rất lớn. Điều này đã được chứng thực qua đại dịch và xung đột Nga - Ukraine, nguồn cung LNG trên thị trường rất khan hiếm khiến nhiều người mua muốn có hợp đồng định hạn để bảo đảm nguồn cung và tránh biến động giá quá lớn.

Với quy mô 1.500 MW của Nhà máy Nhiệt điện Nhơn Trạch 3 & 4, nhu cầu LNG hàng năm là khoảng 1 triệu tấn (tương đương 1,5 tỷ m3 khí). Nghĩa là việc mua LNG cần phải được thực hiện qua hợp đồng định hạn để đảm bảo nguồn cung cho nhà máy vận hành liên tục, hiệu quả. Như vậy, việc cam kết bao tiêu nhiên liệu LNG trong các hợp đồng cung cấp nhiên liệu là điều khoản bắt buộc theo thông lệ quốc tế.

Tuy nhiên, cam kết mua khí ổn định ở đầu vào khiến nhà đầu tư nhà máy điện cần sự đảm bảo về sản lượng điện tiêu thụ ở đầu ra để đạt được hiệu quả nhất định, nhất là khi Việt Nam chưa có thị trường điện hoàn hảo và giá điện chưa theo thị trường.

Khó đàm phán tay đôi

Với thực tế mua bán nhiên liệu và vay vốn, PVPower mong muốn cơ quan chức năng nhà nước chấp thuận nguyên tắc “cho phép chuyển ngang các quy định bao tiêu nhiên liệu của nhà máy điện trong hợp đồng cung cấp nhiên liệu ở mức tương đương 80 - 90% sản lượng điện thiết kế sang hợp đồng mua bán điện của Nhà máy điện Nhơn Trạch 3 và 4 trong vòng 15 - là thời hạn trả nợ gốc của nhà máy”.

Tuy nhiên, bên mua điện là Công ty Mua bán điện (EVN EPTC) không chấp thuận đề xuất này của PVPower và cho rằng, sẽ đàm phán Qc trong quá trình thực hiện hợp đồng. Trường hợp cơ quan nhà nước có thẩm quyền phê duyệt Qc dài hạn như kiến nghị của PVPower, thì hai bên sẽ tiến hành điều chỉnh Qc cho phù hợp.

Theo tìm hiểu của phóng viên Báo Đầu tư, Điều 16, Thông tư 24/2019/TT-BCT quy định: “Đối với nhà máy điện có ràng buộc về bao tiêu nhiên liệu và có văn bản của cơ quan quản lý nhà nước có thẩm quyền, cho phép chuyển ngang các quy định bao tiêu nhiên liệu của nhà máy điện trong hợp đồng cung cấp nhiên liệu sang hợp đồng mua bán điện”.

Giải thích về điều này, một chuyên gia trong lĩnh vực đàm phán mua bán điện cho rằng, việc chuyển ngang phần nhiên liệu sang điện như đề nghị của PVPower là hợp lý, nhưng nếu để hai doanh nghiệp đàm phán với nhau theo mong muốn của bên bán là 80-90% Qc trong điều kiện thừa nguồn như hiện nay, thì sẽ không thể kết thúc được.

Một trong những lý do là bên mua điện là Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) và EVN EPTC là doanh nghiệp nhà nước phải đặt câu chuyện không làm thất thoát vốn nhà nước lên hàng đầu trong tình hình giá bán điện bình quân tới người tiêu dùng hiện nay thấp xa so với giá mua điện từ các nhà máy điện dùng khí LNG.

Hiện Thông tư 24/2019/TT-BCT cũng quy định mức Qc thấp nhất là 60% còn cao hơn do đàm phán. Trong tình hình giá bán lẻ điện bình quân nhiều năm không được điều chỉnh, dù giá nhiên liệu biến động mạnh như hiện nay và chưa biết tương lai được điều chỉnh ra sao, thì càng mua nhiều nguồn điện giá cao, EVN càng lỗ và khó giải thích với các cơ quan thanh, kiểm tra.

Vì vậy, cần có sự vào cuộc của cơ quan quản lý chuyên ngành nhà nước với văn bản xác định rõ ràng về mức Qc, hay khung giá mua điện từ khí LNG cho các nhà máy điện khí LNG nói chung. Nếu không có giải pháp thực tế, thì không chỉ có Dự án Nhiệt điện khí LNG Nhơn Trạch 3&4 gặp khó, mà khoảng 15 dự án điện khí LNG khác đang xếp hàng đằng sau cũng bế tắc.

Dự án Nhà máy điện Nhơn Trạch 3 và Nhơn Trạch 4 được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt chủ trương đầu tư, Bộ Công thương thẩm định thiết kế cơ sở và PV Power quyết định đầu tư. 2 nhà máy này nằm tại Khu công nghiệp Ông Kèo, huyện Nhơn Trạch, tỉnh Đồng Nai, sử dụng khí thiên nhiên hóa lỏng (LNG) với tổng công suất 1.500 MW, tổng mức đầu tư khoảng 32.486 tỷ đồng. Theo kế hoạch, Dự án Nhà máy điện Nhơn Trạch 3 sẽ vận hành thương mại trong quý IV/2024 và Nhà máy điện Nhơn Trạch 4 vào quý II/2025.

Tổ hợp Liên doanh nhà thầu Samsung C&T và LILAMASamsung là nhà thầu EPC của dự án này.