Giá thành phát điện từ khí LNG từ 2.400-2.800 đồng/kWh

Báo cáo gửi Thủ tướng mới đây, Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) cho hay đã đàm phán hợp đồng mua bán điện (PPA) với dự án điện khí Nhơn Trạch 3 và 4, bắt đầu đàm phán với Nhà máy điện khí Hiệp Phước. Song, đều gặp vướng do chưa thống nhất được tỷ lệ bao tiêu sản phẩm, tức cam kết sản lượng huy động điện từ các nhà máy này.

Theo Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN), các chủ đầu tư điện khí LNG luôn đề nghị thống nhất 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.

Các bên cung ứng và vận chuyển nhiên liệu LNG cũng thường yêu cầu quy định tỷ lệ huy động để đảm bảo ổn định về lượng và giá nhiên liệu trong dài hạn. Việc này còn giúp họ có thể lên kế hoạch vận tải đường biển quốc tế, đặc biệt khi Việt Nam là thị trường mới và nhỏ với các nhà cung ứng LNG quốc tế.

Tuy nhiên, EVN cho rằng, chấp thuận điều kiện này sẽ gây rủi ro làm tăng giá điện.

Công trường dự án điện khí LNG Nhơn Trạch 3&4

Cụ thể, LNG có giá thành cao, ở mức 12-14 USD một triệu BTU khi nhập khẩu về đến cảng của Việt Nam. Theo đó, giá thành phát điện của nhà máy điện khí sử dụng nhiên liệu LNG nhập khẩu sẽ ở mức 2.400-2.800 đồng một kWh, cao hơn nhiều so với các nguồn điện khác.

Việc chấp thận tỷ lệ điện năng qua hợp đồng mua bán dài hạn ở mức cao như đề nghị của chủ đầu tư sẽ dẫn tới tình trạng những năm nhu cầu sử dụng điện không cao sẽ tạo thành rủi ro tài chính với EVN.

Chưa kể việc cam kết tỷ lệ Qc này cũng tạo ra sự không công bằng với các loại hình nhà máy khác đang tham gia thị trường điện. Bởi các nhà máy này hiện 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 cạnh tranh qua thị trường giao ngay.

Theo Quy hoạch điện VIII, đến năm 2030, nguồn nhiệt điện khí trong nước và khí LNG nhập khẩu sẽ đạt hơn 37.000 MW, tương ứng gần 25% tổng công suất nguồn điện. Trong đó, điện từ khí LNG là khoảng 24.000 MW, chiếm khoảng 15%.

Với giá thành phát điện cao, độ biến động lớn 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 LNG đi vào vận hành.
Cũng theo quy hoạch VIII, tới 2030 sẽ có 13 dự án điện khí LNG được phát triển, tuy nhiên có thể nhìn thấy đa phần các dự án này đều không theo kịp với tiến độ đề ra. Hiện, mới có nhiệt điện Nhơn Trạch 3 & 4 với tổng công suất 1.500 MW đang thi công, dự kiến vận hành cuối năm 2024 và giữa 2025.

Theo tính toán của EVN, đến 2023, trường hợp các nguồn điện khí không vận hành đúng tiến độ sẽ ảnh hưởng tới cung ứng điện. Sản lượng điện thiếu hụt kể từ năm 2028 là khoảng 800-1,2 tỷ kWh. Trường hợp nhu cầu tăng cao có thể dẫn tới thiếu hụt tới 3 tỷ kWh mỗi năm sau 2030.

Để tránh nguy cơ thiếu điện, EVN cho rằng xác định rõ một tỷ lệ điện năng qua hợp đồng dài hạn nhằm đảm bảo hài hòa lợi ích các bên là cần thiết.

Do đó, Tập đoàn này kiến nghị Thủ tướng quyết định tỷ lệ ở mức phù hợp trong giai đoạn trả nợ của dự án. Điều này nhằm đảm bảo khả thi trong thu hút đầu tư các dự án điện khí LNG, tránh tác động mạnh lên giá bán lẻ và đảm bảo cạnh tranh bình đẳng giữa các loại hình nguồn khác.

"Mức này cần được quyết định bởi cơ quan nhà nước, để áp dụng chung cho các dự án", EVN nêu, đề xuất con số này có thể khoảng 65%.

Thanh Hương