Công nhân đang hoàn thiện các hạng mục tại Nhà máy nhiệt điện khí Nhơn Trạch 3-4 - Ảnh: PHONG SƠN
Báo cáo gửi Thủ tướng mới đây, EVN cho hay hiện đã thực hiện đàm phán PPA với dự án nhiệt điện khí Nhơn Trạch 3 và 4, bắt đầu đàm phán với Nhà máy điện khí Hiệp Phước. Song vấn đề giá điện của dự án các bên vẫn chưa thống nhất.
Vướng mắc lớn nhất là khi đàm phán, các chủ đầu tư 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.
Mua nhiều điện khí sẽ tạo gánh nặng cho giá điện
Tuy nhiên, EVN cho rằng việc chấp thuận điều kiện này sẽ gây rủi ro phát sinh làm tăng giá điện, không công bằng với các loại hình nhà máy điện khác tham gia thị trường điện.
Cụ thể, do LNG là loại hình nhiên liệu có giá thành cao (giá LNG nhập khẩu về đến cảng của Việt Nam ở mức 12-14 USD/triệu BTU). Vì vậy, giá thành phát điện của nhà máy điện khí sử dụng nhiên liệu LNG nhập khẩu sẽ ở mức 2.400 - 2.800 đồng/kWh, cao hơn nhiều so với giá thành phát điện của các loại hình nguồn điện khác trong hệ thống.
Chưa kể đến năm 2030, dự kiến tổng công suất điện khí chiếm khoảng 15% tổng công suất nguồn điện quốc gia.
Với giá thành phát điện cao, độ biến động lớn cũng như 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.
“Việc chấp thuận tỉ lệ điện năng qua hợp đồng mua bán điện dài hạn ở mức cao như đề nghị của các chủ đầu tư thì sẽ tạo rủi ro tài chính với EVN, đặc biệt là những năm có nhu cầu sử dụng điện không cao” - EVN nêu.
Thông tin của Tuổi Trẻ Online, mới đây Bộ Công Thương đã hoàn thiện dự thảo quy định về cơ chế mua bán điện khí, có đưa ra những quy định để giải quyết các vấn đề trên.
Theo đó, nhà máy điện khí sử dụng LNG nhập khẩu được chủ động đàm phán, ký kết và chịu trách nhiệm về các hợp đồng, thỏa thuận thương mại; cơ quan có thẩm quyền đồng ý nguyên tắc cơ chế chuyển ngang giá khí sang giá điện của các nhà máy điện.
Đối với tỉ lệ điện năng qua hợp đồng mua bán điện dài hạn (Qc), dự thảo quy định ở mức phù hợp trong thời gian trả nợ của dự án LNG. Việc này nhằm đảm bảo khả thi trong việc thu hút đầu tư dự án điện khí LNG, tránh tác động mạnh lên giá bán lẻ cũng như đảm bảo sự cạnh tranh bình đẳng với các loại hình nguồn điện khác trên thị trường điện.
Sẽ có cơ chế mua bán điện khí
Tuy nhiên theo EVN, cần xác định rõ một mức tỉ lệ điện năng qua hợp đồng dài hạn nhằm đảm bảo hài hòa lợi ích các bên là cần thiết. Mức tỉ lệ này cần được quyết định bởi cơ quan nhà nước để áp dụng chung cho các dự án, mà theo EVN đề xuất, là ở mức 65%.
Đồng thời, cần chấp thuận về việc giá LNG nhập khẩu và các chi phí liên quan được chuyển ngang sang giá điện. Các chi phí mua điện từ các nhà máy điện khí LNG là các chi phí hợp lý, hợp lệ và được tính toán, điều chỉnh trong giá bán lẻ điện.
Về vấn đề này, dự thảo của Bộ Công Thương cũng đưa ra quy định với nhà máy điện khí sử dụng khí tự nhiên trong nước, cơ quan có thẩm quyền đồng ý nguyên tắc chuyển ngang giá khí sang giá điện. Các cơ quan liên quan sẽ hướng dẫn cơ chế tiêu thụ sản lượng khí thượng nguồn mỏ khí Cá Voi Xanh, khí Lô B.
Việc mua bán điện vẫn phải thực hiện theo hợp đồng mẫu do Bộ Công Thương ban hành. 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.
Theo Quy hoạch điện 8 thời kỳ 2021 - 2030, tầm nhìn đến năm 2050 được Thủ tướng phê duyệt, tổng công suất đặt các nguồn điện đến năm 2030 là 150,489 GW (gần gấp đôi tổng công suất đặt hiện nay, khoảng 80 GW).
Trong đó tổng công suất các nguồn điện khí phải đầu tư xây dựng mới là 30.424 MW (khí trong nước 10 dự án với tổng công suất 7.900 MW và LNG có 13 dự án với tổng công suất 22.824 MW).
Đăng ký tại đây
Bình luận hay