Cơ chế và giá bán điện khí

Theo đề nghị của Hội Dầu khí Việt Nam, việc chuyển đổi giá khí sang giá điện có thể tăng thêm một loạt các chi phí bổ sung như chi phí vận chuyển, tồn trữ, phân phối.

Đối với dự thảo nghị định về điện khí và LNG do Bộ Công thương soạn thảo, Hội Dầu khí Việt Nam đã đưa ra một số đề xuất quan trọng liên quan đến cơ chế chuyển đổi giá khí sang giá điện, cũng như tỷ lệ điện năng qua các hợp đồng mua bán điện dài hạn ở mức tối thiểu 70% trong thời gian trả nợ.

Đầu tiên, để phản ánh đúng với thực tế của các dự án hiện đang triển khai/hoạt động và trong tương lai, Hội đề xuất sửa đổi, bổ sung cơ chế cho các dự án nhà máy điện khí liên quan đến việc sử dụng LNG. Theo đó, Chính phủ đã đồng ý với nguyên tắc chuyển đổi giá LNG bao gồm cả các chi phí vận chuyển, tồn trữ, tái chế, phân phối và các chi phí hợp lý khác trong các hợp đồng mua bán LNG sang giá điện của các nhà máy điện khí. Điều này dẫn đến việc bổ sung một loạt các loại phí so với dự thảo.

Đối với cam kết sản lượng hợp đồng dài hạn, trong giai đoạn đến năm 2030, Chính phủ quy định tỷ lệ điện năng qua các hợp đồng mua bán điện dài hạn ở mức tối thiểu 70% trong thời gian trả nợ của các dự án nhà máy điện. Hội khuyến nghị rằng, Chính phủ nên quy định tỷ lệ tối thiểu điện năng trong các hợp đồng dài hạn theo nguyên tắc ổn định và dài hạn, bằng 70% sản lượng điện tối đa của các nhà máy điện khí, theo thời gian trả nợ vốn vay của mỗi nhà máy.

Các đề xuất này cũng yêu cầu Bộ Công thương phải đưa ra các quy định và hướng dẫn liên quan. Vấn đề cam kết sản lượng hợp đồng trong các thỏa thuận PPA đối với các dự án điện khí và LNG đã gặp nhiều khó khăn trong quá trình đàm phán, đặc biệt là liên quan đến cam kết sản lượng Qc. Hầu hết các chủ đầu tư đều yêu cầu cam kết sản lượng Qc dài hạn để đảm bảo nhu cầu của bên cấp vốn và bên cung cấp khí.

Tuy nhiên, Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) đã khẳng định rằng không thể cam kết vì có thể mang lại rủi ro lớn trong tương lai. Nguyên nhân chính là viễn cảnh EVN sẽ phải trả tiền cho sản lượng Qc đã cam kết mà không nhận được điện từ các nhà máy điện này do giá điện cao và sản lượng được huy động sẽ thấp. Ngoài ra, các dự án còn gặp khó khăn liên quan đến việc các chủ đầu tư ngoại đề xuất các thỏa thuận PPA áp dụng theo luật của nước ngoài (Vương quốc Anh hoặc Singapore) và được bảo lãnh bởi Chính phủ về việc chuyển đổi ngoại tệ…

Hội cũng đề xuất cơ chế cho các nhà máy điện khí sử dụng khí tự nhiên trong nước, áp dụng nguyên tắc chuyển đổi giá khí (bao gồm cả các chi phí vận chuyển, phân phối) sang giá điện. Hơn nữa, việc chuyển đổi toàn bộ lượng khí tiêu thụ trong hợp đồng mua bán khí sang hợp đồng mua bán điện cũng được đề xuất.

Một vấn đề khác cần lưu ý, theo dự thảo, giá điện trong các thỏa thuận PPA được tính bằng đô la Mỹ, trong khi thanh toán được thực hiện bằng đồng Việt Nam. Điều này đòi hỏi sự phê duyệt của Ngân hàng Nhà nước vì liên quan đến các quy định về ngoại hối và các văn bản pháp luật hướng dẫn. Đặc biệt, Hội cũng đề xuất nghiên cứu hướng dẫn hoặc quy định về việc chuyển đổi ngoại tệ/nội tệ và nghĩa vụ thanh toán quốc tế cho việc nhập khẩu LNG.

Theo quy định pháp luật, Chính phủ quyết định việc áp dụng cơ chế bảo đảm cân đối ngoại tệ đối với các dự án thuộc thẩm quyền quyết định chủ trương đầu tư của Quốc hội và Thủ tướng, trên cơ sở chính sách quản lý ngoại hối và khả năng cân đối ngoại tệ từng thời kỳ.

Tuy nhiên, các dự án LNG trong kế hoạch điện VIII không nằm trong phạm vi quyền quyết định chủ trương đầu tư của Quốc hội hay Thủ tướng, do đó chưa có cơ sở để bảo đảm chuyển đổi ngoại tệ để thanh toán quốc tế cho việc nhập khẩu LNG. Hội cho biết điều này đặt ra nhiều khó khăn cho doanh nghiệp trong việc thực hiện thanh toán cho việc nhập khẩu LNG để cung cấp cho nhà máy điện.