Việc giá bán lẻ điện chưa được điều chỉnh theo biến động của chi phí đầu vào đã gây ra sự lo lắng cho các nhà đầu tư khi Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) khó đảm bảo nguồn tiền thanh toán chi phí mua điện, làm giảm sức hấp dẫn với nhà đầu tư nguồn điện.

Đó là thừa nhận của một lãnh đạo Bộ Công Thương khi trao đổi với Tuổi Trẻ, đồng thời cho biết cơ chế giá điện sẽ được sửa đổi nhằm đảm bảo giá bán lẻ điện được điều chỉnh phù hợp theo biến động thông số đầu vào.

Lo mua nguyên liệu hợp đồng ngắn hạn

Trao đổi với Tuổi Trẻ, ông Lê Bá Quý - giám đốc Ban quản lý dự án điện Nhơn Trạch 3 và 4 - cho hay dự án đang theo sát tiến độ để đầu năm sau sẽ có dòng điện đầu tiên phát lên lưới.

Bởi vậy một trong những mối quan tâm lớn nhất của chủ đầu tư lúc này đó là cam kết về sản lượng hợp đồng (Qc) dài hạn, dù dự án này đã ký được hợp đồng mua bán điện.

Với công suất 1.624MW, khi đi vào vận hành chính thức, nhà máy nhiệt điện khí Nhơn Trạch 3 và 4 sẽ cung cấp thêm khoảng từ 9 - 12 tỉ kWh. Do chưa có cam kết rõ ràng về Qc dài hạn nên nhà máy chưa thể chủ động tính toán để mua, nhập khẩu nguồn khí đầu vào.

Trong khi đó, nhà máy sử dụng khí thiên nhiên hóa lỏng, để mua được nguồn khí thuận lợi với giá cạnh tranh, cần phải đặt hàng dài hạn mất bốn tháng.

Trường hợp không đặt hàng theo hợp đồng dài hạn, giá mua khí có thể cao hơn 30%. Đây là yếu tố bất lợi, đẩy giá thành điện tăng cao, giảm sức cạnh tranh khi tham gia thị trường điện và huy động nguồn điện.

Cùng với đó, tỉ lệ điện năng qua hợp đồng mua bán điện dài hạn ở mức tối thiểu (sản lượng điện được huy động - PV) được Chính phủ quy định bằng 70%, không quá bảy năm, cũng có thể gây rủi ro cho nhà đầu tư.

Cũng theo ông Quý, cơ chế giá khí và bao tiêu sản lượng như hiện nay đang gây nhiều khó khăn cho nhà đầu tư trong việc chủ động tính toán các phương án nhập khẩu nguyên liệu đầu vào và vận hành.

Điều này cũng có thể gây ra những cản trở cho các nhà đầu tư nước ngoài khi đầu tư vào các dự án điện khí.

Một lãnh đạo Tập đoàn Dầu khí quốc gia Việt Nam (PVN) cho biết theo thông lệ, công tác giao khí hóa lỏng của năm tiếp theo sẽ được các nhà cung cấp trên thế giới lên kế hoạch thực hiện từ tháng 7 đến tháng 10.

Tuy nhiên sản lượng Qc cho năm tiếp theo của các nhà máy điện mới được công bố chính thức và trong tám tháng đầu năm nay, Qc của các nhà máy điện sẽ được tính toán lại hằng tháng.

Do đó sẽ có độ trễ giữa kế hoạch phát điện và thời gian lập kế hoạch nhận khí, tạo nên những rủi ro rất lớn về tài chính khi có thể mua thiếu khí, thừa khí, không đáp ứng vận hành, phạt phí lưu kho.

Ngoài ra, việc không có Qc dài hạn nên bên bán điện không có cơ sở để cam kết khối lượng NLG dài hạn và chỉ có thể mua theo hợp đồng với khối lượng nhỏ, tối thiểu 20 - 30% sản lượng điện phát bình quân, còn lại sẽ mua theo chuyến (spot).

"Điều này làm giá điện lên cao, ảnh hưởng tới thị trường điện Việt Nam và không đảm bảo được sản lượng điện phát khi hệ thống yêu cầu.

Theo tính toán, nếu trường hợp mua chuyến chiếm tới 80%, tỉ lệ tăng giá điện có thể lên tới 173% và nếu mua chuyến chiếm tỉ lệ 40%, giá sẽ tăng 131%", vị này nói.

Gỡ chính sách, đẩy nhanh tiến độ các dự án

Theo một lãnh đạo Bộ Công Thương, trong Quy hoạch điện 8, tổng quy mô công suất 23 dự án điện khí được đầu tư xây dựng và đưa vào vận hành đến năm 2030 là 30.424MW.

Trong đó, tổng công suất nhà máy điện sử dụng khí khai thác trong nước là 7.900MW (10 dự án) và tổng công suất nhà máy điện khí sử dụng LNG là 22.524MW (13 dự án).

Tuy nhiên đến nay tình hình đầu tư xây dựng còn nhiều thách thức. Ngoài Nhà máy nhiệt điện Ô Môn I (660MW) đã vận hành từ năm 2015, Nhà máy nhiệt điện Ô Môn IV (1.050MW) dự kiến vận hành thương mại quý 2-2028, thì chỉ có dự án nhiệt điện khí Nhơn Trạch 3 và Nhơn Trạch 4, công suất 1.624MW, sử dụng LNG nhập khẩu đang đầu tư xây dựng, dự kiến vận hành vào giữa năm 2025.

Cũng theo vị này, khả năng các dự án còn lại hoàn thành trước năm 2030 là khó khăn nếu không có những giải pháp căn cơ, tháo gỡ những nút thắt quan trọng cho phát triển điện khí LNG như quy định sản lượng huy động tối thiểu, chuyển ngang giá khí sang giá điện...

Lãnh đạo Bộ Công Thương cũng cho biết đã làm việc với EVN, PVN để hoàn thiện các nội dung liên quan đến cơ chế, chính sách phát triển các nhà máy điện khí trong dự án Luật Điện lực (sửa đổi).

Việc chậm trễ triển khai dự án nguồn điện, đặc biệt là dự án nguồn điện lớn trong Quy hoạch điện 8 sẽ tiềm ẩn rủi ro mất an ninh năng lượng điện trong dài hạn, có thể xảy ra việc thiếu điện trong một số thời điểm.

Cùng với cơ chế chính sách thúc đẩy dự án điện, bộ này sẽ xem xét lại cơ chế điều chỉnh giá điện, khắc phục những bất cập hiện nay để thu hút nhà đầu tư.

Cũng theo vị này, việc nhà đầu tư lo ngại khi quyết định đầu tư dự án nguồn điện ở Việt Nam có thể xuất phát từ cơ chế điều chỉnh giá bán lẻ điện khi chưa theo sát diễn biến giá điện theo cơ chế điều chỉnh giá bán lẻ điện.

Việc giá bán lẻ điện chưa được điều chỉnh theo biến động của chi phí đầu vào cũng gây ra sự lo lắng cho các nhà đầu tư khi EVN có thể khó đảm bảo nguồn tiền thanh toán chi phí mua điện, từ đó làm giảm sức hấp dẫn nhà đầu tư nguồn điện.

"Vì vậy việc sửa đổi cơ chế giá điện phải làm sao đảm bảo hài hòa các yếu tố, vừa đảm bảo cho nhà đầu tư cả nguồn và lưới điện thu hồi được chi phí, lợi nhuận hợp lý, đảm bảo EVN có mức giá bán lẻ điện được điều chỉnh phù hợp theo biến động thông số đầu vào", vị này nói.

Giá điện tăng 4,8%, vượt mức 2.100 đồng/kWh từ hôm nay 11-10

Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) đã có quyết định về việc điều chỉnh tăng giá bán lẻ điện bình quân. Giá điện tăng thêm 4,8% từ hôm nay 11-10.