Theo đề xuất của Bộ Công Thương cho các dự án điện khí LNG nhập khẩu, mức sản lượng điện hợp đồng tối thiểu dài hạn, hay còn gọi là Qc, có thể được nâng từ 65% trong 10 năm lên 75% trong thời hạn trả nợ vốn vay, nhưng tối đa không quá 15 năm.
Qc là mức sản lượng điện hợp đồng mà bên mua điện cam kết với nhà máy điện. Với các dự án LNG có tổng vốn đầu tư hàng tỷ USD, dòng tiền từ hợp đồng mua bán điện là cơ sở quan trọng để các tổ chức tín dụng đánh giá khả năng trả nợ.
Không phải dự án nào cũng được hưởng
Điểm đáng chú ý là cơ chế Qc 75% không áp dụng đại trà cho mọi dự án LNG. Theo thông tin từ Bộ Công Thương, nhóm được thiết kế áp dụng cơ chế này gồm Hiệp Phước 1, Quảng Ninh 1 và Quảng Trạch 2, với tổng quy mô khoảng 4.300 MW; đồng thời đề xuất áp dụng cho hai nhà máy Nhơn Trạch 3 và 4.
Trong đó, Nhơn Trạch 3 và 4 đã vận hành thương mại, còn Hiệp Phước 1, Quảng Ninh 1 và Quảng Trạch 2 đang trong quá trình triển khai. Điểm chung của nhóm này là có khả năng bổ sung nguồn điện trước năm 2030 nếu đáp ứng tiến độ.
Nói cách khác, đây không phải cơ chế “giữ chỗ” cho các dự án LNG còn xa ngày vận hành, mà ưu tiên cho những nhà máy có thể sớm phát điện và hòa vào lưới điện quốc gia.
Trong khi đó, làn sóng đầu tư LNG tại Việt Nam có quy mô lớn hơn nhiều, với hàng loạt dự án 1.200-1.500 MW, thậm chí lớn hơn, tại Hải Phòng, Nghi Sơn, Cà Ná, Bạc Liêu, Long An, Sơn Mỹ, Hải Lăng… Các dự án này thu hút nhiều doanh nghiệp và liên danh lớn như PV Power, T&T, Trungnam, VinaCapital - GS Energy, Delta Offshore Energy, Vine cùng các đối tác Nhật Bản, Hàn Quốc như Tokyo Gas, Marubeni, Kyuden, Doosan Enerbility.
Áp lực chi phí với EVN
Ở chiều ngược lại, việc nâng Qc đặt ra áp lực lớn cho bên mua điện là EVN. Theo tính toán được nêu trong hồ sơ chính sách, nếu áp dụng Qc 75% cho khoảng 6.000 MW điện LNG, tổng chi phí mua điện của EVN trong 15 năm có thể lên tới khoảng 1,1 triệu tỷ đồng, tăng đáng kể so với phương án Qc 65% trong 10 năm.
Riêng với Nhơn Trạch 3 và 4, tổng chi phí mua điện trong 15 năm được tính toán có thể lên tới hơn 312.000 tỷ đồng. Đây là con số lớn trong bối cảnh giá điện LNG nhập khẩu thường cao hơn nhiều nguồn điện truyền thống, do phụ thuộc vào giá nhiên liệu quốc tế và biến động tỷ giá.
EVN cũng từng bày tỏ lo ngại rằng cam kết Qc dài hạn với điện khí LNG về bản chất là cam kết tài chính lớn. Trong trường hợp hệ thống không cần huy động đủ sản lượng do phụ tải tăng chậm, năng lượng tái tạo phát triển mạnh hoặc giá LNG tăng cao, bên mua điện vẫn có thể phải gánh chi phí lớn theo cam kết hợp đồng.
Qc 75% chưa giải hết bài toán LNG
Với nhà đầu tư, Qc 75% giúp cải thiện dòng tiền và khả năng vay vốn, nhưng chưa giải quyết toàn bộ rủi ro của dự án LNG.
Các điểm nghẽn còn lại gồm cơ chế chuyển ngang chi phí LNG vào giá điện, rủi ro tỷ giá khi vay USD nhưng thu tiền điện bằng VND, và quy tắc huy động trong hệ thống có tỷ trọng năng lượng tái tạo ngày càng lớn.
Do đó, cơ chế Qc 75% nếu được thông qua sẽ chủ yếu mở đường cho nhóm dự án có khả năng vận hành sớm, trong khi nhiều dự án LNG tỷ USD khác vẫn phụ thuộc vào tiến độ hoàn thiện PPA, cơ chế giá điện và khung chính sách cho hạ tầng LNG.
