Nút thắt bao tiêu điện khiến loạt dự án LNG tỷ USD chậm tiến độ

Tâm điểm tranh cãi nằm ở cơ chế sản lượng điện tối thiểu được thanh toán (Qc) trong hợp đồng mua bán điện. Theo dự thảo sửa đổi Nghị định 56 hướng dẫn Luật Điện lực, Bộ Công Thương đang đề xuất nâng mức cam kết từ 65% hiện nay lên khoảng 75% và áp dụng tối đa trong 15 năm.

Tuy nhiên, nhiều nhà đầu tư cho rằng mức này vẫn chưa đủ để các dự án LNG có thể đạt điều kiện thu xếp vốn (financial close). Theo các doanh nghiệp, điện khí LNG có đặc thù vốn đầu tư rất lớn, phụ thuộc vào nhiên liệu nhập khẩu và chịu biến động mạnh từ giá LNG quốc tế. Nếu không có cơ chế bảo đảm đầu ra đủ mạnh, các ngân hàng khó chấp nhận cho vay dài hạn.

Tổng Công ty Điện lực Dầu khí Việt Nam (PV Power) – chủ đầu tư dự án Nhơn Trạch 3 và 4 – kiến nghị mức Qc tối thiểu không thấp hơn 85% sản lượng điện bình quân nhiều năm nhằm bảo đảm khả năng trả nợ và tạo nền tảng triển khai các dự án tiếp theo. Một số doanh nghiệp còn đưa ra đề xuất cao hơn đáng kể. Vinenergo kiến nghị nâng mức bao tiêu lên 95% trong thời gian 25 năm, trong khi Công ty Cổ phần Đầu tư Xây dựng Trung Nam đề xuất mức tối thiểu 90% trong 20 năm đối với các dự án vận hành trước cuối năm 2031.

Không chỉ doanh nghiệp trong nước, nhiều tập đoàn nước ngoài như Marubeni, Tokyo Gas hay liên danh LNG Hải Lăng cũng cho rằng nếu không có cơ chế đủ mạnh để bảo đảm dòng tiền, các dự án rất khó triển khai thực tế.

Tuy nhiên, theo phân tích của liên danh LNG Hải Lăng, ngay cả khi nâng mức cam kết lên 75% trong 15 năm như dự thảo hiện nay, bài toán tài chính vẫn chưa được giải quyết triệt để. Dòng tiền dự án còn phụ thuộc vào nhiều yếu tố như biến động giá LNG, khả năng huy động điện thực tế của hệ thống và cơ chế thanh toán từ bên mua điện.

Các tổ chức tín dụng hiện không chỉ nhìn vào sản lượng điện được cam kết mà đánh giá tổng thể khả năng tạo dòng tiền sau khi trừ chi phí nhiên liệu và rủi ro vận hành. Đặc biệt, rủi ro lớn nhất nằm ở khả năng chính sách thay đổi theo thời gian. Điều này buộc các ngân hàng phải “chiết khấu rủi ro chính sách”, kéo chi phí vốn tăng cao và cuối cùng có thể phản ánh vào giá điện.

Ở chiều ngược lại, Bộ Công Thương và Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) lo ngại nếu mức cam kết quá cao, hệ thống điện có thể phải trả tiền cho sản lượng điện không thực sự cần thiết.

Theo tính toán của cơ quan quản lý, nếu mức bao tiêu vượt khoảng 80%, nguy cơ “over contract” có thể xảy ra, tức sản lượng cam kết thanh toán cao hơn sản lượng điện thực tế được huy động. Khi đó, dù nhà máy không phát điện, hệ thống vẫn phải thanh toán theo hợp đồng, tạo áp lực tài chính lớn cho EVN và tiềm ẩn nguy cơ đẩy chi phí vào giá bán điện.

EVN cũng thừa nhận việc đàm phán hợp đồng mua bán điện với các nhà đầu tư LNG ngoài ngành thường kéo dài và khó đạt đồng thuận do xung đột lợi ích trực tiếp. Ngay cả Nhơn Trạch 3 và 4 – những dự án LNG hiếm hoi đã bước vào giai đoạn hoàn thiện – cũng từng gặp nhiều vướng mắc trong quá trình đàm phán cơ chế sản lượng điện cam kết.

Sự bế tắc của cơ chế bao tiêu điện hiện được xem là một trong những nguyên nhân lớn khiến nhiều dự án LNG trong Quy hoạch điện VIII điều chỉnh tiếp tục chậm tiến độ. Điển hình là dự án LNG Nghi Sơn tại Thanh Hóa, dù đã tổ chức ba vòng đấu thầu lựa chọn nhà đầu tư nhưng đến nay vẫn chưa thể tìm được chủ đầu tư phù hợp.