Thị trường điện LNG – Phần 2: EVN và áp lực chi phí dài hạn

Trung tâm điện khí LNG ở tỉnh Thái Bình. Ảnh minh họa: TTXVN

Ở chiều ngược lại, EVN lại nhìn thấy một rủi ro khác. Theo EVN, ngay cả với mức sản lượng điện hợp đồng tối thiểu (Qc) 65% hiện hành cũng đã có thời điểm phát sinh tình trạng “over contract”, tức sản lượng điện cam kết cao hơn nhu cầu huy động thực tế của hệ thống. Điều đó đồng nghĩa bên mua điện vẫn phải thanh toán theo hợp đồng ngay cả khi nhà máy không phát điện.

Theo đánh giá trong quá trình xây dựng chính sách, nếu Qc tiếp tục tăng lên mức cao hơn, nghĩa vụ thanh toán cố định của hệ thống điện cũng sẽ tăng tương ứng trong nhiều năm, trong khi giá thành điện LNG hiện nhìn chung cao hơn một số nguồn điện truyền thống.

Một số ý kiến cho rằng nếu Qc ở mức quá cao, nguy cơ phát sinh tình trạng “over contract” có thể phổ biến hơn, khiến hệ thống phải thanh toán cho cả phần công suất không được huy động thực tế.

Đây cũng là điểm khó nhất của bài toán điện LNG tại Việt Nam hiện nay. Qc càng cao, khả năng thu xếp vốn cho các dự án LNG càng thuận lợi. Nhưng đồng thời, nghĩa vụ bao tiêu và áp lực chi phí dài hạn của hệ thống điện cũng lớn hơn và khó điều chỉnh trong tương lai.

Nếu chuyển quá nhiều rủi ro sang EVN và hệ thống điện, phần chi phí cuối cùng nhiều khả năng sẽ phản ánh vào giá điện. Nhưng ở chiều ngược lại, nếu cơ chế chia sẻ rủi ro không đủ hấp dẫn, nhiều dự án LNG trong Quy hoạch điện VIII điều chỉnh có thể tiếp tục chậm triển khai.

Thực chất, tranh luận quanh Qc 75% chỉ phản ánh phần nổi của một vấn đề lớn hơn. Việt Nam vẫn đang trong quá trình hoàn thiện cấu trúc thị trường điện đủ khả năng hấp thụ và phân bổ rủi ro cho các dự án LNG quy mô lớn.

Trong nhiều năm, thị trường điện Việt Nam vận hành theo hướng ưu tiên ổn định giá điện và chuyển phần lớn rủi ro thị trường sang phía nhà đầu tư. Cách tiếp cận này từng phù hợp khi nguồn điện chủ yếu là thủy điện, than hoặc khí nội địa với mức biến động chi phí nhiên liệu không quá lớn.

Tuy nhiên, điện LNG là một cấu trúc khác biệt hơn nhiều. Đây là loại hình phụ thuộc đáng kể vào biến động giá nhiên liệu quốc tế, tỷ giá, logistics và các hợp đồng nhập khẩu dài hạn. Điều đó khiến mô hình “nhà đầu tư tự gánh phần lớn rủi ro” trở nên khó khả thi hơn.

Trên thực tế, nhiều thị trường điện LNG trên thế giới đều tồn tại các cơ chế chia sẻ rủi ro như thanh toán công suất, bảo đảm doanh thu tối thiểu hoặc cơ chế điều chỉnh giá nhiên liệu. Đổi lại, hệ thống điện cũng phải chấp nhận các nghĩa vụ tài chính dài hạn lớn hơn.

Việt Nam muốn tiếp tục duy trì cơ chế hạn chế cam kết bao tiêu dài hạn để kiểm soát chi phí điện hay chấp nhận chia sẻ rủi ro nhiều hơn nhằm tạo điều kiện huy động vốn cho chuyển dịch năng lượng? Đó có thể sẽ là lựa chọn khó tránh khỏi trong giai đoạn tới.

Bởi bài toán lớn nhất của điện LNG có lẽ không còn là xây thêm bao nhiêu MW nguồn điện mới, mà là thị trường điện Việt Nam sẵn sàng chia sẻ tới đâu các rủi ro dài hạn để đổi lấy an ninh năng lượng, ổn định cung ứng điện và mục tiêu chuyển dịch xanh.