Khó thu xếp vốn

Dự thảo Quy hoạch Điện VIII đang đặt 23.900 MW là điện khí LNG vào năm 2030, nhưng không phải tất cả đều là dự án mới, lần đầu tiên xuất hiện trong bản đề án Quy hoạch Điện VIII. Có tới 17.900 MW trong số 23.900 MW điện khí LNG này kế thừa từ Quy hoạch Điện VII điều chỉnh đã được phê duyệt bổ sung trước khi lập Quy hoạch Điện VIII.

Chỉ có khoảng 6.000 MW điện khí LNG là được tính toán đề xuất phát triển mới trong Dự thảo Quy hoạch Điện VIII hiện nay với các vị trí nằm ở phía Bắc gồm Thái Bình, Nghi Sơn, Quỳnh Lập và Quảng Trạch 2. Các dự án mới này mang sứ mệnh đảm bảo nguồn điện chạy nền của hệ thống điện miền Bắc trước thực trạng mất cân đối và thiếu nguồn cung ổn định ở phía Bắc đang hiển hiện rõ nét.

Tổng số 23.900 MW điện khí LNG cũng được gọi tên cụ thể thông qua 16 dự án. Tuy nhiên, Báo cáo 3787/BCT-ĐL của Bộ Công thương nhằm giải trình tiếp Dự thảo Quy hoạch Điện VIII cũng không ngại ngần chỉ ra những khó khăn, thách thức trong quá trình triển khai các dự án này.

Báo cáo 3787/BCT-ĐL cho hay, đối với các dự án nhà máy điện độc lập (IPP) do nhà đầu tư trong nước thực hiện (như Nhơn Trạch 3&4 do PV Power làm chủ đầu tư, hay Hiệp Phước của Công ty TNHH Hiệp Phước), khó khăn lớn nhất là thu xếp vốn từ các tổ chức tín dụng trong và ngoài nước. Mặc dù vậy, các dự án này đang triển khai đúng tiến độ quy hoạch và được lên kế hoạch vận hành vào giai đoạn 2024-2025.

Hiện Dự án Tua-bin khí hỗn hợp Hiệp Phước giai đoạn I với quy mô 1.200 MW đã được phê duyệt báo cáo nghiên cứu khả thi, đang thu xếp vốn và triển khai xây dựng. Dự án Điện khí LNG Nhơn Trạch 3 và 4 đã được phê duyệt báo cáo nghiên cứu khả thi, đã lựa chọn xong tổng thầu EPC và đang triển khai thực hiện.

Với các dự án IPP có sự tham gia của nhà đầu tư nước ngoài gồm Bạc Liêu của DOE, Long An 1&2 của Liên danh Vinacapital và GS Energy, Quảng Trị của Liên danh T&T và Tổ hợp nhà đầu tư Hàn Quốc, rủi ro thường gặp được Bộ Công thương nhắc tới là tổ chức cho vay vốn đưa ra yêu cầu bảo lãnh ngặt nghèo của Chính phủ, nhiều khi vượt quá khung khổ pháp lý hiện hành.

Hiện thời điểm đặt ra cho các dự án này đi vào vận hành đa phần là năm 2028. Tuy nhiên, nếu nhìn vào thực tế triển khai của Dự án LNG Bạc Liêu, thì khó có thể biết được tiến độ cụ thể sẽ ra sao. Được cấp quyết định chủ trương đầu tư và giấy chứng nhận đăng ký đầu tư vào tháng 1/2020, tới nay, đã gần 30 tháng trôi qua, các bên liên quan cũng không biết được lúc nào có thể kết thúc đàm phán các hợp đồng liên quan, trong đó có hợp đồng mua bán điện (PPA), nhất là khi các nhà đầu tư không muốn tiến hành tự do chào giá bán điện trên thị trường điện cạnh tranh.

LNG Bạc Liêu: Khó khăn đã tỏ, nhưng chưa ai gỡ

Theo Bộ Công thương, tại Dự án LNG Bạc Liêu, nhà đầu tư DOE đã yêu cầu trong PPA phải cam kết nhiều vấn đề. Với bao tiêu sản lượng điện, DOE yêu cầu nếu bên mua (Tập đoàn Điện lực Việt Nam - EVN) không mua hoặc không tiếp nhận điện của nhà máy thì phải chấp nhận cam kết nghĩa vụ bao tiêu sản xuất điện hoặc trả một khoản tiền nhất định cho sản lượng điện nhất định theo thỏa thuận giữa hai bên. Về chuyển tiếp giá LNG, nhà đầu tư muốn giá LNG và các chi phí liên quan trong PPA sẽ được áp dụng cơ chế chuyển giá nhiên liệu vào giá bán điện.

Liên quan đến đấu nối và truyền tải, nhà đầu tư cho rằng, PPA cần phải quy định Chính phủ (hoặc cơ quan được Chính phủ chỉ định) đứng ra chịu trách nhiệm về các rủi ro liên quan đến tiến độ dự án đấu nối và truyền tải, các sự cố lưới điện và truyền tải trong thời gian hoạt động của dự án ảnh hưởng trực tiếp đến vận hành của nhà máy và doanh thu của Dự án.

Đối với việc bảo đảm thanh toán nghĩa vụ của bên mua điện, theo nhà đầu tư, PPA có quy định về đảm bảo của Chính phủ (Bộ Tài chính hoặc một cơ quan do Chính phủ chỉ định) về việc sẽ thay thế EVN thanh toán tiền điện cho bên bán điện trong trường hợp EVN không còn chức năng là một bên mua bán điện theo PPA, hoặc EVN rơi vào tình trạng mất khả năng thanh toán tạm thời ở một thời điểm nhất định.

Nếu PPA phải chấm dứt do EVN không có khả năng thanh toán, nhà đầu tư yêu cầu Chính phủ (Bộ Tài chính hoặc một cơ quan do Chính phủ chỉ định) bồi thường thiệt hại trực tiếp và các thiệt hại phát sinh thực tế do vi phạm hợp đồng.

Nhà đầu tư cũng yêu cầu, được đảm bảo của Chính phủ (Ngân hàng Nhà nước Việt Nam) cho phép Công ty được tiếp cận nguồn dự trữ ngoại hối của quốc gia để thanh toán các nghĩa vụ trả nợ theo cam kết định kỳ hàng tháng và để nhập khẩu nhiên liệu khí LNG cho nhà máy; được chuyển đổi ngoại tệ theo tỷ giá công bố chính thức của Ngân hàng Nhà nước Việt Nam từ nguồn dự trữ ngoại tệ quốc gia đảm bảo doanh thu tính theo USD đủ trang trải các nghĩa vụ trả nợ.

DOE còn có các yêu cầu khác như áp dụng luật điều chỉnh PPA là luật Anh và ngôn ngữ là song ngữ tiếng Anh, tiếng Việt; tòa án giải quyết tranh chấp PPA bằng trọng tài quốc tế theo thông lệ các hợp đồng quốc tế…

Các đề nghị trên của nhà đầu tư nước ngoài không phải là mới, mà đã xuất hiện trong hơn 2 năm qua, đã được tập hợp gửi Tổ công tác đặc biệt của Chính phủ cách đây gần 1 năm. Nhưng tới nay, chưa nhìn thấy ai sẽ là người xử lý các kiến nghị này để phá băng rào cản.

Vấn đề là, khi Dự án LNG Bạc Liêu không thông, thì toàn bộ các dự án có vốn đầu tư nước ngoài khác cũng sẽ gặp trở ngại tương tự. Khi các khúc mắc này không được giải quyết, không thể hy vọng có dự án nào phát điện được ở năm 2028 như kỳ vọng hiện nay.

Các dự án khí nội cũng chấp chới

Dự thảo Quy hoạch Điện VIII hiện nay cũng liệt kê các dự án sử dụng nguồn khí trong nước, với mục tiêu đến năm 2030 dự kiến phát triển khoảng 7.240 MW. Đó là cụm 3 nhà máy Ô Môn 2, Ô Môn 3 và Ô Môn 4 sử dụng khí từ Lô B; cụm 5 nhà máy điện sử dụng khí của mỏ Cá Voi Xanh (gồm Dung Quất 1&2,3 và Miền Trung 1&2 với tổng công suất 3.750 MW) và một nhà máy điện sử dụng mỏ Báo Vàng với công suất 340 MW.

Đánh giá đây là các nguồn điện đóng vai trò quan trọng trong đảm bảo an ninh năng lượng của Việt Nam, Bộ Công thương cũng nhấn mạnh việc cần có các giải pháp để giữ tiến độ của cụm nhiệt điện khí Ô Môn - Lô B (3.150 MW, vận hành giai đoạn 2025-2027) và cụm nhiệt điện khí Miền Trung - Cá Voi Xanh (3.750 MW, vận hành giai đoạn 2028-2029).

Ở cụm điện khí Lô B, vướng mắc chính ở phía thượng nguồn là vấn đề bảo lãnh Chính phủ. Dẫu Bộ Công thương đã đàm phán xong và phía Nhật Bản đã ký thư chính thức bỏ yêu cầu có bảo lãnh Chính phủ, nhưng còn phải thoả thuận với nhà đầu tư Thái Lan (chiếm 5%) để bỏ yêu cầu này.

Cần phải nhắc lại là, năm 1996, Dự án khí Lô B đã bắt đầu triển khai tìm kiếm thăm dò ngoài khơi Tây Nam Việt Nam. Với tuyên bố thương mại vào năm 2008, chuỗi dự án khí điện Lô B được kỳ vọng sớm triển khai để có thêm nguồn điện sạch với quy mô 4.000 MW.

Sau nhiều nỗ lực, vào tháng 4/2017, Thủ tướng Chính phủ phê duyệt mức giá bán khí miệng giếng, nhưng ngày chính thức có dòng khí đầu tiên cập bờ vẫn ở phía trước. Việc chuỗi dự án này đã đi được khoảng 25 năm, nhưng chưa có dòng khí đầu tiên cập bờ cũng cho thấy, mọi chuyện không dễ như hình dung của nhiều người.

Trong khi đó, cụm mỏ khí Cá Voi Xanh cũng đang đối mặt với rủi ro về phía thượng nguồn, do ExxonMobil - nhà đầu tư chính đang có vấn đề về định hướng đầu tư nội bộ và dự án này không nằm trong các dự án ưu tiên của họ. Dĩ nhiên, điều này sẽ khiến các dự án phía hạ nguồn dù tiến triển nhanh hơn, cũng không khả thi bởi chưa có khí để phát điện.

Với mỏ khí Báo Vàng, còn gặp khó khăn trong xác định trữ lượng của mỏ khí, nên khó có thể vận hành trước năm 2030.

Thực tế triển khai còn đầy rẫy chướng ngại vật, chưa thấy đường đi thuận lợi của các dự án điện khí sẽ phát triển mới có tổng công suất khoảng 31.000 MW (chiếm hơn 20% tổng công suất đặt của hệ thống vào năm 2030) cũng đặt ra lo ngại trong đảm bảo điện cho nền kinh tế. Các nguồn điện khí này có thời gian hoạt động ổn định tới 6.000-7.000 giờ so với 8.600 giờ của một năm, nên được chờ trông là nguồn điện chạy nền, đóng vai trò đặc biệt quan trọng trong hoạt động ổn định của hệ thống điện quốc gia.