Chuyển ngang giá khí sang giá điện
Quy hoạch điện VIII thời kỳ 2021 - 2030, tầm nhìn đến năm 2050 nêu rõ, tổng công suất đặt các nguồn điện đến năm 2030 là 150,489GW (cao gần gấp đôi tổng công suất đặt hiện nay, khoảng 80GW).
Trong đó tổng công suất các nguồn điện khí phải đầu tư xây dựng mới là 30.424MW (khí trong nước là 10 dự án với tổng công suất 7.900MW và LNG có 13 dự án với tổng công suất 22.824MW).
Theo dự thảo nghị định, với các nhà máy điện khí sử dụng LNG nhập khẩu, các tổ chức, cá nhân tham gia đầu tư dự án nhà máy điện sử dụng LNG phải chủ động thực hiện các dự án đã có trong Quy hoạch điện theo đúng quy định, bảo đảm hiệu quả. Thống nhất việc các doanh nghiệp phải chủ động đàm phán, ký kết và chịu trách nhiệm về các hợp đồng, thỏa thuận thương mại.
Dự thảo nêu rõ, Chính phủ đồng ý nguyên tắc cơ chế chuyển ngang giá khí sang giá điện của các nhà máy điện.
Trong giai đoạn đến năm 2030, Chính phủ quy định tỉ lệ điện năng qua hợp đồng mua bán điện dài hạn ở mức tối thiểu bằng 70% trong thời gian trả nợ của dự án nhà máy điện, nhưng không quá 7 năm, nhằm đảm bảo khả thi trong việc thu hút đầu tư, tránh tác động mạnh lên giá bán lẻ điện, cũng như đảm bảo sự cạnh tranh bình đẳng với các loại hình nguồn điện khác trên thị trường điện.
Trong khi đó, với các nhà máy điện khí sử dụng khí tự nhiên trong nước, Chính phủ đồng ý nguyên tắc chuyển ngang giá khí sang giá điện của các nhà máy điện đối với những dự án trọng điểm về dầu khí góp phần quan trọng vào phát triển kinh tế, bảo đảm an ninh năng lượng quốc gia, an ninh quốc phòng và bảo vệ chủ quyền Việt Nam.
Bộ Công Thương hướng dẫn cơ chế tiêu thụ sản lượng khí thượng nguồn mỏ khí Cá Voi Xanh, khí Lô B.
Trong hợp đồng mua bán điện, đơn vị phát điện ký hợp đồng với Tập đoàn Điện lực Việt Nam theo mẫu do Bộ Công Thương ban hành để tham gia thị trường bán buôn điện cạnh tranh và bán điện năng của nhà máy điện lên thị trường điện giao ngay.
Chi phí mua điện của các nhà máy điện sử dụng khí tự nhiên khai thác trong nước, LNG nhập khẩu là các chi phí hợp lý, hợp lệ và được tính toán điều chỉnh trong giá bán lẻ điện.
Lo ngại rủi ro tài chính cho EVN
Với dự thảo của nghị định này, mức bao tiêu sản lượng điện được Bộ Công Thương đề xuất cao hơn so với đề xuất của Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) trước đó là 65%.
Trong khi đó, EVN cho rằng, hiện nay, các nhà đầu tư đang đề xuất tỉ lệ điện năng qua hợp đồng mua bán điện dài hạn ở mức từ 72-90% trong toàn bộ thời hạn hợp đồng.
Theo EVN, do giá thị trường điện không ổn định, trong quá trình đàm phán hợp đồng mua bán điện - PPA, các chủ đầu tư dự án điện khí LNG luôn đề nghị EVN thống nhất tỉ lệ điện năng qua hợp đồng mua bán điện dài hạn ở mức từ 72% - 90% trong toàn bộ thời hạn hợp đồng.
Tuy nhiên, EVN cho rằng, chấp thuận điều kiện này sẽ gây rủi ro làm tăng giá điện. Trong đó, LNG có giá thành cao, ở mức 12-14 USD một triệu BTU (một đơn vị năng lượng) khi nhập khẩu về đến cảng của Việt Nam. Điều này đồng nghĩa, 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.
Theo Quy hoạch điện VIII, dự kiến đến năm 2030, tổng công suất các nguồn điện khí LNG chiếm khoảng 15% tổng công suất nguồn điện quốc gia. Với giá thành phát điện cao, độ biến động lớn, cùng 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 điện LNG này vào vận hành.
"Việc chấp thuận tỉ lệ ở mức cao như đề nghị của các chủ đầu tư sẽ tạo rủi ro tài chính với EVN, đặc biệt là những năm có nhu cầu sử dụng điện không cao", EVN cho biết.
