Dự án nhiệt điện khí sẽ được bao tiêu sản lượng điện 70% - Ảnh: PHONG SƠN
Theo đó, các tổ chức, cá nhân tham gia đầu tư dự án nhà máy điện sử dụng LNG chủ động đàm phán, ký kết và chịu trách nhiệm về các hợp đồng, thỏa thuận thương mại.
Chính phủ đồng ý nguyên tắc cơ chế chuyển ngang giá khí sang giá điện của các nhà máy điện.
Chuyển ngang giá khí sang giá điện
Trong giai đoạn đến năm 2030, Chính phủ quy định tỉ lệ điện năng qua hợp đồng mua bán điện dài hạn ở mức tối thiểu (sản lượng điện được huy động - PV) bằng 70% trong thời gian trả nợ của dự án nhà máy điện.
Tuy nhiên, mức quy định tỉ lệ này không quá 7 năm nhằm đảm bảo khả thi trong việc thu hút đầu tư, tránh tác động mạnh lên giá bán lẻ cũng như đảm bảo sự cạnh tranh bình đẳng với các loại hình nguồn điện khác trên thị trường điện.
Với các nhà máy sử dụng khí tự nhiên trong nước, đặc biệt là những dự án trọng điểm về dầu khí góp phần quan trọng vào phát triển kinh tế, bảo đảm an ninh năng lượng quốc gia, an ninh quốc phòng và bảo vệ chủ quyền Việt Nam, Chính phủ đồng ý nguyên tắc chuyển ngang giá khí sang giá điện của các nhà máy điện.
Bộ Công Thương hướng dẫn cơ chế tiêu thụ sản lượng khí thượng nguồn mỏ khí Cá Voi Xanh, khí Lô B.
Trong hợp đồng mua bán điện, đơn vị phát điện ký hợp đồng với Tập đoàn Điện lực Việt Nam theo mẫu do Bộ Công Thương ban hành để tham gia thị trường bán buôn điện cạnh tranh và bán điện năng của nhà máy điện lên thị trường điện giao ngay.
Chi phí mua điện của các nhà máy điện sử dụng khí tự nhiên khai thác trong nước, LNG nhập khẩu là các chi phí hợp lý, hợp lệ và được tính toán điều chỉnh trong giá bán lẻ điện.
Giá điện trong hợp đồng mua bán điện được tính bằng USD, việc thanh toán được thực hiện bằng đồng Việt Nam.
Trong giai đoạn đến năm 2030, Chính phủ quy định tỉ lệ điện năng qua hợp đồng mua bán điện dài hạn ở mức tối thiểu (sản lượng điện được huy động - PV) bằng 70% trong thời gian trả nợ của dự án nhà máy điện.
Tuy nhiên, mức quy định tỉ lệ này không quá 7 năm nhằm đảm bảo khả thi trong việc thu hút đầu tư, tránh tác động mạnh lên giá bán lẻ cũng như đảm bảo sự cạnh tranh bình đẳng với các loại hình nguồn điện khác trên thị trường điện.
Với các nhà máy sử dụng khí tự nhiên trong nước, đặc biệt là những dự án trọng điểm về dầu khí góp phần quan trọng vào phát triển kinh tế, bảo đảm an ninh năng lượng quốc gia, an ninh quốc phòng và bảo vệ chủ quyền Việt Nam, Chính phủ đồng ý nguyên tắc chuyển ngang giá khí sang giá điện của các nhà máy điện.
Bộ Công Thương hướng dẫn cơ chế tiêu thụ sản lượng khí thượng nguồn mỏ khí Cá Voi Xanh, khí Lô B.
Trong hợp đồng mua bán điện, đơn vị phát điện ký hợp đồng với Tập đoàn Điện lực Việt Nam theo mẫu do Bộ Công Thương ban hành để tham gia thị trường bán buôn điện cạnh tranh và bán điện năng của nhà máy điện lên thị trường điện giao ngay.
Chi phí mua điện của các nhà máy điện sử dụng khí tự nhiên khai thác trong nước, LNG nhập khẩu là các chi phí hợp lý, hợp lệ và được tính toán điều chỉnh trong giá bán lẻ điện.
Giá điện trong hợp đồng mua bán điện được tính bằng USD, việc thanh toán được thực hiện bằng đồng Việt Nam.
Giá điện khí cao lo ngại rủi ro tài chính cho EVN
Như vậy với dự thảo của nghị định này, mức bao tiêu sản lượng điện được Bộ Công Thương đề xuất cao hơn so với đề xuất của Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) trước đó là 65%.
Trong khi đó, các nhà đầu tư đề xuất tỉ lệ điện năng qua hợp đồng mua bán điện dài hạn ở mức từ 72-90% trong toàn bộ thời hạn hợp đồng.
Theo EVN, LNG là loại hình nhiên liệu có giá thành cao (giá LNG nhập khẩu về đến cảng của Việt Nam ở mức 12-14 USD/triệu BTU).
Vì vậy, giá thành phát điện của nhà máy điện khí sử dụng nhiên liệu LNG nhập khẩu sẽ ở mức 2.400 - 2.800 đồng/kWh, cao hơn nhiều so với giá thành phát điện của các loại hình nguồn điện khác trong hệ thống.
Chưa kể đến năm 2030, dự kiến tổng công suất điện khí chiếm khoảng 15% tổng công suất nguồn điện quốc gia.
Với giá thành phát điện cao, độ biến động lớn cũng như yêu cầu cam kết sản lượng dài hạn như trên, chi phí mua điện đầu vào của EVN sẽ bị ảnh hưởng lớn, tác động mạnh đến giá bán lẻ điện đầu ra khi các nguồn LNG đi vào vận hành.
"Việc chấp thuận tỉ lệ điện năng qua hợp đồng mua bán điện dài hạn ở mức cao như đề nghị của các chủ đầu tư sẽ tạo rủi ro tài chính với EVN, đặc biệt là những năm có nhu cầu sử dụng điện không cao" - EVN nêu.
Do đó, EVN cho rằng cần xác định rõ một mức tỉ lệ điện năng qua hợp đồng dài hạn nhằm đảm bảo hài hòa lợi ích các bên là cần thiết. Mức tỉ lệ này cần được quyết định bởi cơ quan nhà nước để áp dụng chung cho các dự án.
Như vậy với dự thảo của nghị định này, mức bao tiêu sản lượng điện được Bộ Công Thương đề xuất cao hơn so với đề xuất của Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) trước đó là 65%.
Trong khi đó, các nhà đầu tư đề xuất tỉ lệ điện năng qua hợp đồng mua bán điện dài hạn ở mức từ 72-90% trong toàn bộ thời hạn hợp đồng.
Theo EVN, LNG là loại hình nhiên liệu có giá thành cao (giá LNG nhập khẩu về đến cảng của Việt Nam ở mức 12-14 USD/triệu BTU).
Vì vậy, giá thành phát điện của nhà máy điện khí sử dụng nhiên liệu LNG nhập khẩu sẽ ở mức 2.400 - 2.800 đồng/kWh, cao hơn nhiều so với giá thành phát điện của các loại hình nguồn điện khác trong hệ thống.
Chưa kể đến năm 2030, dự kiến tổng công suất điện khí chiếm khoảng 15% tổng công suất nguồn điện quốc gia.
Với giá thành phát điện cao, độ biến động lớn cũng như yêu cầu cam kết sản lượng dài hạn như trên, chi phí mua điện đầu vào của EVN sẽ bị ảnh hưởng lớn, tác động mạnh đến giá bán lẻ điện đầu ra khi các nguồn LNG đi vào vận hành.
"Việc chấp thuận tỉ lệ điện năng qua hợp đồng mua bán điện dài hạn ở mức cao như đề nghị của các chủ đầu tư sẽ tạo rủi ro tài chính với EVN, đặc biệt là những năm có nhu cầu sử dụng điện không cao" - EVN nêu.
Do đó, EVN cho rằng cần xác định rõ một mức tỉ lệ điện năng qua hợp đồng dài hạn nhằm đảm bảo hài hòa lợi ích các bên là cần thiết. Mức tỉ lệ này cần được quyết định bởi cơ quan nhà nước để áp dụng chung cho các dự án.