Tại Hội thảo và tọa đàm: “Dự thảo Luật Điện lực (sửa đổi): Các khoảng trống pháp lý cần được lấp đầy và bổ sung theo tinh thần Nghị quyết 55/TW, Kết luận 76/TW” do Hội Dầu khí Việt Nam tổ chức sáng nay (16/10), các chuyên gia cho rằng, việc hoàn thiện thể chế là yếu tố tiên quyết để thúc đẩy tiến trình xây dựng và phát triển hạ tầng năng lượng, đảm bảo an ninh năng lượng Quốc gia.
Giải quyết bất cập trong thu hút đầu tư
Luật điện lực sau gần 20 năm được ban hành và thực thi đã góp phần phát triển điện lực bền vững trên cơ sở khai thác tối ưu mọi nguồn lực. Tuy nhiên, đến giai đoạn hiện nay còn tồn tại một số vấn đề mà các quy định tại Luật Điện lực hiện hành chưa đáp ứng được, cần thiết phải sửa đổi, bổ sung nhằm đáp ứng mục tiêu triển khai các chính sách của Đảng đối với lĩnh vực năng lượng nói chung và điện lực nói riêng,Việc thể chế hóa đầy đủ các nội dung của Nghị quyết số 55-NQ/TW, Kết luận số 76-KL/TW và các chủ trương, chính sách của Đảng vào Luật Điện lực sẽ khuyến khích và tạo điều kiện thuận lợi cho các tổ chức, cá nhân trong nước và nước ngoài tham gia hoạt động điện lực tại Việt Nam; tạo sự thống nhất, đồng bộ trong hệ thống pháp luật; thúc đẩy đầu tư ngành năng lượng nói chung và ngành điện nói riêng nhằm đáp ứng nhu cầu phát triển kinh tế - xã hội
Đối với lĩnh vực điện, ông Nguyễn Hùng Dũng, Phó Chủ tịch, Tổng thư ký Hội Dầu khí Việt Nam cho rằng nhiều quy định cần được sửa đổi, bổ sung và hoàn thiện nhằm tạo cơ sở pháp lý cho các nhà đầu tư xây dựng các dự án mới.
Sửa đổi Luật Điện lực: Tạo hành lang pháp lý phát triển các nguồn năng lượng
Dự thảo Luật Điện lực (sửa đổi) tập trung vào một số nội dung lớn, như: Quy hoạch và đầu tư phát triển điện lực nhằm bảo đảm an ninh năng lượng; Phát triển điện năng lượng tái tạo và năng lượng mới.
Đơn cử như việc thu hút chủ đầu tư vào các nhà máy sản xuất chế biến chế tạo có nhu cầu sử dụng điện đầu vào đảm bảo nguyên liệu xanh, sạch và bền vững, bởi đây là một trong những tiêu chỉ đảm bảo cho sản phẩm có sức cạnh tranh trên thị trường quốc tế.
Đại diện Hội Dầu khí Việt Nam kiến nghị sửa đổi, bổ sung thủ tục trong quy hoạch các dự án điện; cơ chế phát triển các nguồn năng lượng tái tạo, năng lượng mới; cơ chế huy động vốn cho các dự án điện không có bảo lãnh Chính phủ, bởi nhiều dự án lớn nếu phải tự thu xếp vốn và sử dụng vốn đối ứng để thực hiện, doanh nghiệp sẽ không đủ nguồn lực.
Nhằm hấp dẫn lĩnh vực điện khí LNG, ông Dũng cũng kiến nghị xây dựng và phê duyệt xây dựng các cụm kho cảng LNG theo hướng tập trung và đồng bộ với các nhà máy điện ở các khu công nghiệp, nhà máy có nhu cầu sử dụng điện lớn.
Bên cạnh đó, có cơ chế thu hút và khuyến khích các nhà đầu tư, các loại hình khu công nghiệp, nhà máy cam kết bao tiêu dài hạn, cùng với chuỗi nhà máy điện, kho cảng LNG để tận dụng cơ sở hạ tầng điện khí hiệu quả, cũng như xây dựng cơ chế giá điện khí LNG cần phải theo cơ chế thị trường do chi phí nhập khí LNG chiếm phần lớn trong giá thành sản xuất điện.
“Qua nghiên cứu việc nhập khẩu LNG nếu trong trường hợp có hợp đồng dài hạn có thể giá thành sẽ giảm rất lớn so với việc nhập từng chuyến và nhập số lượng nhỏ…,” ông Dũng nêu ý kiến.
Hiện nay, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN) ngoài đảm bảo khí cho phát điện, PVN đang vận hành 9 nhà máy điện khí với tổng công suất khoảng 6.700 MW. Theo Quy hoạch điện 8, đến năm 2030, sẽ xây mới 15 Nhà máy điện khí LNG có tổng công suất 22.400MW, đến năm 2035, có thêm 02 nhà máy với công suất 3.000 MW.
Ông Bùi Quang Huy, đại diện Ban Điện và năng lượng tái tạo Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN) cho biết với định hướng ban đầu, mỗi nhà máy đó sẽ có một kho cảng cung cấp khí LNG đi theo để đảm bảo cung cấp khí phát điện. Tuy vậy, việc xây dựng mỗi kho cảng LNG sẽ rất tốn kém và không hiệu quả về mặt kinh tế, kỹ thuật. Cụ thể, nếu xây dựng kho cảng trung tâm thì một kho có thể cung cấp cho 3-4 nhà máy điện thì chi phí sẽ giảm xuống, chỉ còn 8-9 tỷ USD và chi phí tiết kiệm được rất lớn (từ 2,4-2,8 tỷ USD)
“Xét về mặt kinh tế cho thấy việc xây dựng kho cảng LNG trung tâm tiết kiệm rất nhiều còn về mặt kỹ thuật việc xây dựng kho trung tâm này thì hệ thống cũng đồng bộ hơn, từ hệ thống đường ống đến hệ thống cung cấp nhiên liệu, nhận nhiên liệu, mọi thứ sẽ được đồng bộ, đầu tư bài bản hơn rất nhiều,” ông Huy nói.
Đại diện PVN cho rằng, các nhà máy điện tham gia thị trường điện đều được huy động theo giá quy đổi, nhà máy điện nào có giá thấp sẽ được huy động trước và ngược lại. Tuy vậy, đặc thù của các nhà máy điện khí LNG hay các nhà máy điện khí tự nhiên trong tương lai (khí lô B, Cá Voi Xanh…) có mức giá rất cao, nếu huy động theo các cơ chế giá hiện tại, các nhà máy này hoàn toàn không có cơ hội cạnh tranh với các nhà máy điện khác trong thị trường được, vì vậy nhà đầu tư sẽ khó thu hồi chi phí để xây dựng các nhà máy đó.
Trong khi sản lượng cam kết của các nhà máy điện được cơ quan Nhà nước (như A0) tính toán hàng tháng, như vậy các nhà máy điện sẽ không đủ thời gian lên kế hoạch để nhập nhiên liệu cho mình, đặc biệt là LNG.
“Theo tính toán của PVN, với phương án mua dài hạn vào khoảng 90% so với mua khoảng 20% thì chi phí tiết kiệm được lên đến 73% - con số rất lớn,” ông Bùi Quang Huy nêu ý kiến, đồng thời kiến nghị có những cơ chế để đảm bảo sản lượng huy động trong dài hạn, làm cơ sở cho doanh nghiệp đi đàm phán mua nhiên liệu trong tương lai.
Xây dựng theo chuỗi để tận dụng cơ sở hạ tầng
Theo quy định, lượng khí mua hàng năm được tính toán dựa trên sản lượng điện dự kiến phát ra trong năm. Với đặc thù mua LNG phải cam kết sử dụng 100% lượng khí mua, cam kết sản lượng (Qc) chính là điều kiện tiên quyết để chủ đầu tư nhà máy điện lập đầu bài đi mua LNG dài hạn.
Với nội dung này, đại diện Tổng Công ty Điện lực Dầu khí Việt Nam (PV Power) lập luận, về phía bên mua điện, lo ngại giá LNG cao dẫn tới bên mua điện không muốn thỏa thuận Qc dài hạn. Tuy nhiên, việc không có cam kết sản lượng dài hạn có thể còn gây rủi ro tăng giá nhiều hơn lên hệ thống điện do trong giá thành phát điện của nhà máy điện LNG, thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo chi phí LNG chiếm từ 75%-85%.
Trong khi đó, hợp đồng mua LNG thường được thực hiện theo 2 hình thức chính là hợp đồng mua dài hạn (Hợp đồng term) có thời hạn từ 5 đến 15 năm và Hợp đồng mua theo chuyến (Hợp đồng Spot). Khi ký các hợp đồng dài hạn, các nhà máy điện sẽ được đảm bảo nguồn cung LNG ổn định. Giá LNG, xét về dài hạn, thường thấp hơn so các hợp đồng mua chuyến. Do vậy, các nhà máy điện LNG thường ký các hợp đồng dài hạn với khối lượng LNG cam kết đủ lớn để đảm bảo hoạt động ổn định, liên tục và hiệu quả của Nhà máy.
“Nếu không có Qc dài hạn, PV Power không có cơ sở để cam kết khối lượng khí dài hạn và chỉ có thể xem xét mua theo hợp đồng dài hạn với khối lượng cam kết Qc tối thiểu (khoảng 21% sản lượng phát nhiều năm) và phần còn lại sẽ mua theo chuyến. Điều này sẽ làm tăng 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,” đại diện PV Power cho hay.
Với mục tiêu bù đắp cho sản lượng khí nội địa đang suy giảm, đồng thời thực hiện theo Kết luận 76 của Bộ Chính trị về việc triển khai thí điểm chuỗi dự án khí hydrogen, amoniac cho sản xuất điện và để đáp ứng theo cam kết của Thủ tướng Chính phủ tại COP 26 về việc đạt được Net Zero vào năm 2050, hydrogen và amoniac sẽ trở thành trọng tâm phát triển của ngành năng lượng Việt Nam để bổ sung nguồn khí thay thế cho lượng khí thiên nhiên nội địa bị thiếu hụt.
Trước mắt, hydrogen sẽ được nghiên cứu sử dụng để phối trộn với khí tự nhiên và vận chuyển bằng hệ thống cơ sở vật chất vận chuyển khí hiện hữu. Việc có các cơ chế chính sách đối với các dự án sản xuất hydro, amoniac là cần thiết để các nhà đầu tư có cơ sở để triển khai nghiên cứu hệ thống cơ sở vật chất, công nghệ và nguồn nhân lực, tránh rủi ro phá vỡ Quy hoạch điện 8.
Đại diện Tổng Công ty Khí Việt Nam (PV Gas) kiến nghị chỉnh sửa các điều khoản sau trong Dự thảo Luật, trong đó đề xuất bổ sung Khoản 10 Điều 31: Phát triển chuỗi dự án sản xuất khí hydrogen, amoniac, từng bước thay thế khí tự nhiên trong sản xuất điện, tận dụng hệ thống cơ sở hạ tầng vận chuyển, phân phối khí hiện hữu.
Cùng đó, sửa điểm a, Khoản 3 Điều 86, cụ thể về giá hợp đồng mua bán điện bao gồm thành phần giá cố định, giá vận hành và bảo dưỡng, giá biến đổi điều chỉnh theo biến động của chi phí nhiên liệu, các cước phí thành phần và các chi phí khác hợp lý, hợp lệ để sản xuất điện.
Ngoài ra, giá cố định được xác định bình quân theo đời sống kinh tế dự án trên cơ sở phân tích tài chính dự án để bên bán điện thu hồi chi phí đầu tư và lợi nhuận hợp lý. Giá vận hành và bảo dưỡng, giá biến đổi để bên bán điện thu hồi chi phí hoạt động vận hành và bảo dưỡng; chi phí mua nhiên liệu, vật liệu phụ, các chi phí khác để phát điện.
Đồng thời, bổ sung Khoản 4 Điều 128: Sửa đổi, bổ sung Mục 2 Phụ lục 2 của Luật Giá số 16/2023/QH15 như sau: Dịch vụ vận chuyển khí thiên nhiên bằng đường ống cho sản xuất điện và dịch vụ tồn trữ, tái hoá, vận chuyển và phân phối khí thiên nhiên hoá lỏng./.
