Sắp định đoạt số phận điện khí LNG nhập khẩu

Ổn định vốn hay linh hoạt thị trường?

Trọng tâm của dự thảo nghị định do Bộ Công thương soạn thảo lần này là cơ chế cam kết sản lượng và giá điện, nhằm mở đường cho các dự án LNG nhập khẩu phát triển trong giai đoạn tới.

Bộ Công thương đề xuất hai phương án để xin ý kiến Chính phủ xem xét, quyết định. Ở phương án thứ nhất, bộ dự kiến nâng mức sản lượng điện hợp đồng tối thiểu dài hạn từ 65% lên 75% sản lượng điện phát bình quân nhiều năm của dự án, đồng thời kéo dài thời gian áp dụng từ 10 năm lên 15 năm.

Đối tượng áp dụng là các dự án LNG nhập khẩu đưa vào vận hành từ khi Luật Điện lực số 61/2024/QH15 có hiệu lực đến trước ngày 1/1/2031. Phương án này, theo đánh giá là tạo sự ổn định cho nhà đầu tư, giúp họ yên tâm hơn trong huy động vốn, nhưng tiềm ẩn nguy cơ cam kết sản lượng quá cao so với nhu cầu thực tế, dẫn đến chi phí mua điện tăng và hiệu quả hệ thống giảm.

Ở phương án còn lại, bộ dự tínhgiữ nguyên mức sản lượng điện hợp đồng tối thiểu dài hạn ở mức 65% như quy định hiện hành nhưng bổ sung cơ chế thị trường điện. Đồng thời, Bộ Công thương đang rà soát tổng thể thiết kế thị trường điện để đưa vào các cơ chế hỗ trợ riêng cho LNG nhập khẩu. Trong đó có cơ chế giá điện hai thành phần gồm giá điện năng qua thị trường giao ngay và giá công suất qua cơ chế Capacity Adequacy Mechanism (CAM). Cơ chế hỗ trợ khác là nhà máy điện tham chiếu (BNE) thay đổi từ nhiệt điện than sang nhiệt điện khí LNG.

Các cơ chế CAM và BNE có mối liên hệ chặt chẽ với quy định về sản lượng hợp đồng tối thiểu, ảnh hưởng trực tiếp đến chi phí, lợi ích và rủi ro của cả bên bán điện (chủ đầu tư) và bên mua điện (EVN). Vì vậy, Bộ Công thương cho biết sẽ tiếp tục đánh giá, tính toán và lựa chọn kịch bản phù hợp.

Sau khi phát triển và vận hành nhà máy nhiệt điện LNG Nhơn Trạch 3&4, PV Power vẫn còn không ít trăn trở về cơ chế dành cho nhiệt điện sử dụng khí nhập khẩu. Ảnh: PV Power.

Việc giữ nguyên mức 65% nêu trên, theo đánh giá của bộ này là phù hợp tinh thần Nghị quyết 68-NQ/TW và 70-NQ/TW khi nhà nước kiến tạo, hỗ trợ kinh tế tư nhân phát triển, không can thiệp hành chính trái nguyên tắc thị trường; giao quyền tự chủ, tự quyết cho doanh nghiệp.

Đồng thời, phương án này cũng phù hợp chỉ đạo của Chính phủ và Thủ tướng với tinh thần: EVN và nhà đầu tư tự đàm phán hợp đồng mua bán điện, “không đưa Chính phủ vào các cam kết quốc tế”.

Doanh nghiệp muốn tính đủ chi phí LNG vào giá điện

Bên cạnh đó, thực tiễn chi phí cũng góp phần lý giải cho phương án giữ nguyên mức 65% bởi giá điện LNG nhập khẩu cao hơn nhiều so với các nguồn điện truyền thống và tái tạo. Việc nâng mức cam kết sản lượng chủ yếu đáp ứng yêu cầu của nhà cung cấp LNG, trong khi rủi ro lại dồn về phía EVN và hệ thống điện.

Cụ thể, với điện khí LNG nhập khẩu, vốn có chi phí sản xuất điện cao hơn nhiều so với các nguồn truyền thống và năng lượng tái tạo, mức cam kết từ 65% trở lên được xác định là đã có nhiều lợi ích cho chủ đầu tư. Đơn cử, mức giá tối đa trong khu giá năm 2025 của điện khí LNG là gần 3.330 đồng/kWh, trong khi giá thành sản xuất điện bình quân của các nguồn điện than năm 2024 chưa tới 2.000 đồng/kWh, điện khí trong nước 1.940 đồng/kWh và điện mặt trời gần 1.990 đồng/kWh.

Tromg cơ cấu giá điện của dự án nhiệt điện khí LNG nhập khẩu, thành phần giá cố định (gắn với chi phí đầu tư, yêu cầu trả nợ, thu hồi vốn, vận hành và bảo dưỡng nhà máy điện) chỉ chiếm phần nhỏ, còn lại phần lớn là thành phần giá điện năng – gắn liền với chi phí nhiên liệu LNG nhập khẩu.

Vì vậy, Bộ Công thương xác định, việc tăng mức tối thiểu của sản lượng điện hợp đồng tối thiểu dài hạn chủ yếu đáp ứng yêu cầu của nhà sản xuất, cung cấp LNG (nhập khẩu bằng ngoại tệ).

Ngoài ra, xu hướng tăng tỷ trọng năng lượng tái tạo cùng với sự phát triển của hệ thống pin lưu trữ (BESS) khiến sản lượng huy động thực tế của các nguồn điện nền có xu hướng giảm. Nếu cam kết sản lượng cao, ví dụ từ trên 75%, EVN sẽ phải trả chi phí lớn cho điện LNG dù không huy động nhiều, làm tăng giá mua điện và giảm hiệu quả hệ thống.

Trong bối cảnh nhu cầu điện năng tăng nhanh hơn GDP, hệ thống điện phải vừa đáp ứng mục tiêu tăng trưởng, vừa bảo đảm an ninh năng lượng và chuyển dịch sang điện sạch. LNG nhập khẩu được coi là giải pháp bổ sung, đặc biệt trong những thời điểm năng lượng tái tạo suy giảm phát điện.

Tuy nhiên, chi phí cao và rủi ro tài chính khiến nhiều dự án gặp khó khăn. Thực tế, PVPower vẫn chưa thể thuyết phục được cơ quan chức năng về tính khả thi của cơ chế cam kết sản lượng cao, khi nhu cầu huy động thực tế từ hệ thống điện lại có xu hướng giảm.

Ngoài hai phương án nêu trên, PV Power cũng kiến nghị Bộ Công thương xem xét bổ sung cơ chế chuyển ngang các chi phí nhiên liệu LNG nhập khẩu vào giá điện. Theo doanh nghiệp, các khoản thuế, phí và chi phí phát sinh theo từng chuyến LNG nhập khẩu đều có đầy đủ hóa đơn, chứng từ thanh toán, do đó cần được tính đúng, tính đủ trong giá điện.

Trên cơ sở chuẩn mực kế toán số 02 và quy định tại Điều 25 Thông tư 200/2014/TT-BCT, giá gốc nguyên liệu bao gồm giá mua ghi trên hóa đơn, thuế nhập khẩu, thuế tiêu thụ đặc biệt cùng các chi phí hải quan, giám định, mở SBLC… Vì vậy, các khoản thuế, phí và chi phí này cấu thành giá LNG nhập khẩu và cần được đưa vào cơ chế thanh toán giá điện.

Tuy nhiên, đến nay EVN/EPTC vẫn chưa đồng ý đưa các khoản này vào giá điện do chưa có hướng dẫn cụ thể của cấp có thẩm quyền. Do đó, PV Power kiến nghị Tập đoàn báo cáo Bộ Công thương, Chính phủ sớm ban hành quy định chi tiết để các đơn vị có cơ sở triển khai.

Thực tế, các dự án điện khí LNG nhập khẩu vốn có chi phí sản xuất cao, nhưng lại đóng vai trò quan trọng trong việc bổ sung công suất và bảo đảm an ninh năng lượng. Việc thiết kế cơ chế phù hợp sẽ giúp giảm rủi ro không thu hồi chi phí, tăng hiệu quả đầu tư và tạo tín hiệu tích cực thu hút vốn trong và ngoài nước.

Việc Bộ Công thương trình Chính phủ xem xét hai phương án cơ chế cho điện khí LNG nhập khẩu cho thấy quyết tâm tháo gỡ khó khăn, đồng thời tạo nền tảng cho nguồn điện nền mới trong giai đoạn chuyển dịch năng lượng. Quyết định cuối cùng sẽ không chỉ ảnh hưởng đến các dự án LNG mà còn định hình cấu trúc thị trường điện Việt Nam trong thập kỷ tới.

Thái Bình