Cuộc chơi của các đại gia nghìn tỉ
Mới đây, UBND tỉnh Quảng Ninh đã kêu gọi đầu tư vốn ngoài ngân sách vào dự án Nhà máy điện khí LNG Quảng Ninh với tổng số vốn đầu tư gần 2 tỉ USD. Theo đó nhà máy này có công suất 1.500MW, với tổng vốn đầu tư 47.480 tỉ đồng (tương đương 1,998 tỉ USD). Trong đó, chi phí thực hiện dự án là khoảng 47.350 tỉ đồng; số còn lại là chi phí giải phóng mặt bằng.
Quảng Ninh đã quy hoạch 55,89 ha tại phường Cẩm Thịnh, TP.Cẩm Phả để xây dựng nhà máy này, gồm hơn 42 ha đất và 13,38 ha mặt nước với 6 hòn đảo…
Thời gian hoạt động của dự án là 50 năm, tính từ ngày nhà đầu tư được giao đất, cho thuê đất. Về tiến độ đầu tư, hoàn thành công tác chuẩn bị đầu tư trong quý 2 năm 2022, hoàn thành và đưa dự án vào khai thác trong quý 3 năm 2027.
Phác thảo dự án Nhà máy điện khí hóa lỏng Bạc Liêu. (Đồ họa: LNG Limited)
Không riêng gì Quảng Ninh, trước đó, UBND tỉnh Ninh Thuận và Công ty Cổ phần Tập đoàn Trung Nam cũng đã ký biên bản ghi nhớ hợp tác nghiên cứu đầu tư phát triển Dự án Nhà máy điện khí tại Cà Ná (Ninh Thuận) công suất 1.500 MW.
Ngoài ra, UBND tỉnh Thừa Thiên Huế và Công ty Cổ phần Chân Mây LNG cũng ký hợp tác dự án Nhà máy điện khí tại Khu Kinh tế Chân Mây - Lăng Cô (tỉnh Thừa Thiên - Huế) với tổng công suất thiết kế 4.000 MW.
Năm 2019, Bộ trưởng Công Thương Trần Tuấn Anh cũng đã trao chứng nhận đầu tư dự án điện khí LNG Sơn Mỹ 2 (tỉnh Bình Thuận) cho cho Công ty AES (Hoa Kỳ). Dự án có tổng mức đầu tư 93.000 tỉ đồng, tương đương khoảng 4 tỉ USD.
Hàng loạt địa phương khác sau khi từ chối nhiệt điện than cũng đang gấp rút lựa chọn nhà đầu tư cho các dự án điện khí, như Long An, Hà Tĩnh, Bà Rịa - Vũng Tàu, Quảng Nam, Quảng Ngãi,... Chưa kể, rất nhiều dự án điện khí khác do Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN), Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN) làm chủ đầu tư.
Vẫn còn nhiều rào cản
Theo Viện Kinh tế Năng lượng và Phân tích Tài chính (IEEFA), việc phát triển dự án điện khí không phải là một quá trình dễ dàng. Thực tế thời gian qua một số nhà đầu tư đã tự đặt ra những mục tiêu đầy tham vọng về các mốc thời gian hoàn thành các giai đoạn triển khai dự án, bất chấp tính phức tạp của dự án nhiệt điện khí LNG nói chung. Sự thật đây là những dự án gồm nhiều giai đoạn, với nhiều cấu phần luôn biến động, và nhiều rủi ro (rủi ro ở khâu thượng nguồn, hạ nguồn, rủi ro đối tác, rủi ro trong quá trình thi công, và nhiều rủi ro khác)
“Các dự án nhiệt điện khí, do vậy, sẽ gặp nhiều khó khăn khi triển khai hơn các dự án nhiệt điện than vốn đã phải đối mặt với tình trạng chậm tiến độ triền miên,” IEEFA nhận định.
Hơn nữa, mặc dù thông tin về các dự án nhiệt điện khí LNG ở Việt Nam đã và đang tạo ra ấn tượng rằng phần lớn các dự án này đang dễ dàng vượt qua quy trình cấp phép tại các cơ quan nhà nước có thẩm quyền, thực tế hoàn toàn phức tạp hơn nhiều.
|
Với nhu cầu vốn lên đến hàng chục tỉ USD đầu tư cho nguồn điện đến năm 2030, ngân sách Nhà nước không thể đáp ứng được nhu cầu. “Đảng và Nhà nước ta đặt nhiệm vụ phải xây dựng thị trường năng lượng đồng bộ và giá phải theo giá thị trường để khuyến khích mọi thành phần kinh tế tham gia vào phát triển năng lượng tại Việt Nam. Nếu không có những điểm mấu chốt như vậy thì không thể khuyến khích được các thành phần kinh tế, đặc biệt là kinh tế tư nhân, tham gia vào thị trường năng lượng” - Trưởng ban Kinh tế Trung ương Nguyễn Văn Bình nhấn mạnh. |
Để có thể đánh giá chính xác triển vọng thị trường nhiệt điện khí ở Việt Nam, “cần hiểu được các rào cản chính sách đứng giữa các dự án này và vạch đích”.
Hiện nay, những thay đổi về luật pháp của Việt Nam đang khiến cho việc áp dụng các mô hình dự án phổ biến như xây dựng-vận hành-chuyển giao (BOT) và nhà máy điện độc lập (IPP) cho lĩnh vực điện khí LNG không còn dễ dàng. Đây là vấn đề ảnh hưởng lớn đến khả năng thu xếp tài chính của các dự án. Theo IEEFA, giới đầu tư nước ngoài đã bày tỏ lo ngại khi Luật Đầu tư theo phương thức đối tác công – tư (Luật PPP) có hiệu lực từ ngày 1/1/2021, bắt buộc áp dụng luật Việt Nam để giải thích hợp đồng và không có quy định cụ thể về bảo lãnh Chính phủ đối với nghĩa vụ thực hiện hợp đồng của các doanh nghiệp nhà nước như EVN.
Cũng như vậy, Luật Đầu tư mới có hiệu lực vào ngày 1/1/2021 không quy định rõ về việc cung cấp các cam kết bảo lãnh của Chính phủ hay chuyển đổi ngoại tệ. Các dự án nhiệt điện khí LNG thuộc dạng IPP cũng sẽ phải tuân theo một hợp đồng PPA mẫu được điều chỉnh bởi pháp luật Việt Nam, theo đó nhà máy điện sẽ phải cạnh tranh trên thị trường bán buôn, và chỉ được bao tiêu với số lượng hạn chế từ EVN.
“Khung pháp lý cập nhật cho các mô hình dự án BOT hay IPP có vẻ không tương thích với các điều khoản hợp đồng mà các chủ đầu tư dự án nhiệt điện khí LNG đang đòi hỏi từ phía EVN và các cơ quan Chính phủ để đảm bảo khả năng vay vốn cho dự án,” theo IEEFA.
Những vấn đề liên quan đến giá điện khí LNG và nghĩa vụ tài chính cứng nhắc đi kèm với các nhà máy nhiệt điện khí sẽ là trọng tâm trong các cuộc đàm phán hợp đồng mua bán điện trong thời gian tới. Đối với các dự án đã đi đến bước đàm phán PPA với EVN, phần khó khăn nhất của quá trình phát triển dự án mới chỉ thực sự bắt đầu.
IEEFA cho rằng giá điện khí chắc chắn sẽ không hề rẻ, và điều này đã được các cơ quan chức năng và một số chủ đầu tư dự án thừa nhận một cách trực tiếp hoặc gián tiếp. Trong một số trường hợp, cảnh báo này được ngầm hiểu dưới lời kêu gọi hình thành cơ chế giá điện vận hành theo thị trường với chi phí nhiên liệu chuyển cho bên tiêu thụ chi trả, hoặc thông qua việc vận động sử dụng điện tiết kiệm bằng cách đề xuất tăng giá bán lẻ điện.
“Trên thế giới, các chuyên gia đều đồng thuận rằng chi phí biên của điện mặt trời, điện gió và các giải pháp pin tích trữ sẽ ngày càng giảm trong dài hạn, trong khi điều này không thể xảy ra với LNG và nhiệt điện khí LNG”, theo IEEFA.
Cũng cho ý kiến về vấn đề này, bà Ngô Thúy Quỳnh, Phó Vụ trưởng Vụ Dầu khí và than (Bộ Công Thương) cho biết, các dự án điện khí LNG có vốn đầu tư lớn, đòi hỏi nhà đầu tư có năng lực tài chính và giàu kinh nghiệm. Đây là nguyên nhân khiến việc lựa chọn nhà đầu tư cho các dự án điện khí bị kéo dài.
Một thách thức nữa là giá LNG phụ thuộc vào thị trường thế giới, vốn nhiều biến động và ảnh hưởng đến giá bán điện. Bên cạnh đó, cơ chế giá LNG và điện sử dụng LNG của Việt Nam chưa đầy đủ nên Chính phủ đang chỉ đạo các Bộ, ngành liên quan nhanh chóng hoàn thiện. Khung pháp lý và cơ chế quản lý vận hành chuỗi điện khí của Việt Nam chưa tương đồng với quốc tế khiến quá trình đàm phán mua khí và nhập khẩu máy móc kéo dài.
Nút thắt giá điện caoTheo tính toán sơ bộ của EVN, giá trung bình của nhiệt điện khí sử dụng khí lô B khoảng 2.800 đồng/kWh. Còn giá điện của nhiệt điện khí sử dụng LNG phụ thuộc vào giá LNG, dự kiến khoảng 2.000 đồng/kWh, với giá LNG tại nhà máy khoảng 10,5 USD/triệu BTU. Khi thẩm định dự án nhà máy điện tuabin khí chu trình hỗn hợp miền Trung I và II theo đề nghị của PVN, Bộ Kế hoạch và Đầu tư (KH&ĐT) thấy rằng giá bán điện năm 2021 là 2.186 đồng (với giá khí 10,39 USD/triệu BTU) là khá cao so với giá bán điện bình quân hiện nay. Tương tự, trong báo cáo thẩm định mới đây về Nhiệt điện khí Ô Môn 3, Bộ KH&ĐT cũng bày tỏ băn khoăn về mức giá điện cao của dự án này. Dự án này có mức sinh lời kỳ vọng là 10%. Để đạt được điều đó, thì giá bán điện tối thiểu được dự kiến ở mức 2.400-2.800 đồng/kWh (tương đương hơn 12 cent/kWh). Trường hợp không đạt được giá bán điện nêu trên, dự án bị lỗ hàng nghìn tỉ đồng/năm. “Đây là mức lỗ rất lớn nên cần phải xem xét kỹ trước khi quyết định chủ trương đầu tư dự án”, Bộ KH&ĐT khuyến nghị. |
