Cơ chế đặc thù cho dự án điện khí vẫn tiếp tục tắc

2 giờ trướcBài gốc

Nhà đầu tư đồng loạt lên tiếng

Các kiến nghị liên quan đến điện khí LNG phần lớn chưa được tiếp thu theo hướng luật hóa, cho thấy cơ chế đặc thù cho điện khí LNG vẫn nằm ngoài phạm vi điều chỉnh trực tiếp của Luật Điện lực sửa đổi.

Điển hình, Công ty TNHH Điện Ô Môn II, Công ty CP Điện khí LNG Quảng Ninh, Công ty CP Điện khí LNG Thái Bình, cùng các đối tác nước ngoài Marubeni và Tokyo Gas, đã cùng kiến nghị sửa đổi quy định về điều chỉnh giá dịch vụ phát điện.

Nhóm doanh nghiệp cho rằng quy định hiện tại của dự thảo luật chỉ cho phép điều chỉnh giá điện khi có thay đổi chính sách, pháp luật “làm ảnh hưởng bất lợi đến quyền, lợi ích hợp pháp của bên bán điện” là chưa đầy đủ đối với các dự án điện khí LNG có vòng đời dài và cấu trúc tài chính phức tạp.

Cụ thể, các doanh nghiệp đề nghị sửa quy định theo hướng cho phép điều chỉnh giá dịch vụ phát điện trong trường hợp có thay đổi chính sách, pháp luật có ảnh hưởng đến quyền, lợi ích hợp pháp của bên bán điện, bao gồm cả ảnh hưởng có lợi hoặc bất lợi.

Theo luận giải, giá dịch vụ phát điện của dự án LNG được xây dựng trên cơ sở các giả định về chính sách thuế, phí và nghĩa vụ tài chính tại thời điểm ký hợp đồng mua bán điện. Khi các giả định này thay đổi trong suốt vòng đời dự án, việc chỉ cho phép điều chỉnh trong trường hợp “bất lợi” có thể làm mất cân đối dòng tiền và ảnh hưởng đến khả năng trả nợ các khoản vay dài hạn.

Toàn cảnh dự án nhà máy điện Nhơn Trạch 3 và Nhơn Trạch 4. Ảnh: VGP/Vũ Phong.

Các doanh nghiệp cũng viện dẫn thông lệ quốc tế có nêu điều khoản “thay đổi pháp luật” trong hợp đồng mua bán điện thường được thiết kế theo nguyên tắc bảo toàn cân bằng kinh tế của dự án, thay vì xử lý rủi ro theo một chiều.

Tuy nhiên, Bộ Công thương không chấp thuận kiến nghị này và giữ nguyên quy định của dự thảo. Theo cơ quan soạn thảo, cơ chế điều chỉnh giá trong trường hợp thay đổi pháp luật gây “ảnh hưởng bất lợi” đã đủ để giảm thiểu rủi ro cho bên bán điện.

Ở một tầng khác, Tập đoàn công nghiệp năng lượng quốc gia Việt Nam - Petrovietnam – doanh nghiệp giữ vai trò trung tâm trong chuỗi khí điện – đưa ra các kiến nghị ở cấp vận hành toàn chuỗi, thay vì tập trung vào hợp đồng mua bán điện của từng dự án.

Cụ thể, Petrovietnam đề nghị bổ sung quy định cho phép các nhà máy điện khí LNG được sử dụng linh hoạt khí thiên nhiên trong nước và LNG nhập khẩu, đồng thời được tiếp cận và sử dụng LNG từ các kho cảng LNG trung tâm, trên cơ sở tối ưu hóa hạ tầng, nguồn cung và hiệu quả kinh tế của chuỗi khí – điện.

Tập đoàn cũng kiến nghị làm rõ cơ chế huy động và vận hành các nhà máy điện khí LNG, xuất phát từ đặc thù các dự án có quy mô vốn lớn, thời gian hoàn vốn dài và phụ thuộc chặt chẽ vào các hợp đồng cung cấp khí dài hạn, nhằm bảo đảm tính khả thi tài chính cho toàn bộ chuỗi dự án.

Tuy nhiên, Bộ Công thương không tiếp thu các kiến nghị này theo hướng luật hóa. Theo cơ quan soạn thảo, ngoài các dự án BOT đã có khung pháp lý riêng, việc sử dụng nguồn LNG, ký kết hợp đồng cung cấp nhiên liệu và các ràng buộc thương mại của dự án điện khí LNG là nội dung do các bên tự thỏa thuận, không thuộc phạm vi điều chỉnh trực tiếp của Luật Điện lực.

Ngoài các kiến nghị mang tính nguyên tắc về sử dụng đa nguồn nhiên liệu, Petrovietnam và một số chủ thể góp ý còn đề xuất bổ sung quy định chi tiết hơn đối với vận hành linh hoạt LNG trong hệ thống điện khí.

Cụ thể, nhóm ý kiến này đề nghị cho phép các nhà máy điện khí LNG được sử dụng linh hoạt nguồn LNG từ các kho cảng LNG trung tâm, kết hợp với khí thiên nhiên trong nước và các nhiên liệu khác, nhằm tối ưu hóa việc khai thác cơ sở hạ tầng hiện hữu và bảo đảm cung ứng nhiên liệu liên tục cho phát điện.

Theo lập luận của bên góp ý, về mặt kỹ thuật, việc trộn khí hoặc sử dụng linh hoạt các nguồn khí khác nhau không phải là vấn đề, trong khi các phương án cung cấp LNG hoàn toàn có thể được các bên đàm phán và triển khai trên thực tế.

Trên cơ sở đó, các kiến nghị còn đi xa hơn khi doanh nghiệp đề xuất một loạt cơ chế như áp dụng sản lượng điện hợp đồng tối thiểu dài hạn đối với các nhà máy điện khí hiện hữu khi chuyển đổi hoặc bổ sung LNG; cho phép các đơn vị cung cấp LNG từ các cơ sở hạ tầng dùng chung chủ động, linh hoạt trong vận hành khí tái hóa, bảo đảm cung cấp nhiên liệu liên tục cho các nhà máy điện khí.

Bên cạnh đó, doanh nghiệp cũng kiến nghị ưu tiên huy động tối đa các nhà máy điện khí theo khả năng cấp khí thiên nhiên trong nước và trong trường hợp nguồn khí trong nước không đủ, cho phép các nhà máy điện khí được huy động bổ sung LNG tái hóa hoặc các nhiên liệu khác theo sản lượng điện khí tạm thời trong ngắn hạn.

Tuy nhiên, trong phần tiếp thu và giải trình, Bộ Công Thương không đồng ý luật hóa các nội dung này. Theo cơ quan soạn thảo, việc đàm phán phương án cung cấp LNG, sử dụng LNG tái hóa đang có trong kho, hay điều phối nguồn nhiên liệu giữa các nhà máy điện khí là các hoạt động mang tính thỏa thuận dân sự – thương mại giữa các bên, không thuộc phạm vi điều chỉnh trực tiếp của Luật Điện lực.

Đối với đề xuất áp dụng sản lượng điện hợp đồng tối thiểu dài hạn và huy động tối đa đối với các nhà máy điện khí hiện hữu, Bộ Công thương cho rằng các nhà máy này đã tham gia thị trường điện cạnh tranh, đã vận hành lâu năm và đã áp dụng cơ chế sản lượng điện hợp đồng tối thiểu trong khuôn khổ thị trường điện hiện hành.

Theo đó, trách nhiệm thỏa thuận sản lượng điện hợp đồng nhiều năm và hàng năm vẫn thuộc về bên mua điện và bên bán điện, không cần thiết phải quy định cứng trong luật.

“Điểm nghẽn” tiếp tục chờ tháo gỡ

Song song với các kiến nghị từ nhóm chủ đầu tư dự án và Petrovietnam, Hội Dầu khí Việt Nam cũng có ý kiến liên quan trực tiếp đến cơ chế vận hành và huy động các nhà máy điện khí LNG trong hệ thống điện quốc gia.

Theo đó, Hội Dầu khí Việt Nam đề xuất nghiên cứu bổ sung cơ chế cho phép một số nhà máy điện khí LNG quan trọng được vận hành ổn định ở chế độ tải nền, qua đó tạo điều kiện để các chủ đầu tư ký kết hợp đồng cung cấp LNG dài hạn với khối lượng lớn và giá cạnh tranh hơn. Hội cho rằng, nếu các nhà máy điện khí LNG chỉ được huy động theo cơ chế thị trường ngắn hạn, rủi ro về sản lượng và dòng tiền sẽ làm suy giảm tính khả thi tài chính của toàn bộ chuỗi dự án.

Tuy nhiên, đề xuất này không được tiếp thu. Trong phần giải trình, Bộ Công Thương cho rằng các nhà máy điện khí LNG không đáp ứng tiêu chí của “nhà máy điện đa mục tiêu” theo quy định hiện hành, vốn bao gồm các công trình điện có thêm chức năng công ích như điều tiết nước, phòng chống lũ hoặc giao thông thủy. Do đó, việc ưu tiên huy động hay vận hành ổn định tải nền cho điện khí LNG không được xem là phù hợp để quy định trong Luật.

Ở bình diện rộng hơn, Bộ Công thương tiếp tục giữ quan điểm xuyên suốt trong quá trình xây dựng Dự thảo: Luật Điện lực sửa đổi chỉ đóng vai trò luật khung, còn các vấn đề có tác động trực tiếp đến tài chính dự án và phân bổ rủi ro – như giá điện, nghĩa vụ hợp đồng mua bán điện, cơ chế huy động nguồn điện hay chia sẻ rủi ro giữa các bên – sẽ được giao Chính phủ quy định ở cấp nghị định và văn bản hướng dẫn.

Cách tiếp cận này cho thấy, dù các kiến nghị về điện khí LNG được đưa ra từ nhiều tầng nấc khác nhau – từ chủ đầu tư dự án, Petrovietnam đến Hội Dầu khí Việt Nam – các điểm nghẽn cốt lõi của điện khí LNG vẫn chưa được xử lý ở cấp luật, mà tiếp tục chờ tháo gỡ ở hệ thống văn bản dưới luật.

Các dự án LNG theo Quy hoạch điện VIII đều có mốc tiến độ rất gấp (đến 2030), nếu cứ tiếp tục "chờ" hướng dẫn dưới luật, nguy cơ chậm tiến độ và thiếu điện trong tương lai là hiện hữu.

Thái Bình

Nguồn Nhà Quản Trị : https://theleader.vn/co-che-dac-thu-cho-du-an-dien-khi-van-tiep-tuc-tac-d45905.html