Việc Dự án LNG Cà Ná có quy mô khoảng 51.000 tỷ đồng không dễ tìm kiếm nguồn vốn đầu tư tiếp tục cho thấy thách thức trong triển khai các dự án điện khí LNG được ghi tên trong Quy hoạch Điện VIII.
Nhiều háo hức
Ông Trần Quốc Nam, Chủ tịch UBND tỉnh Ninh Thuận mới đây cho hay, tại Dự án LNG Cà Ná công suất 1.500 MW, công tác đấu thầu lựa chọn nhà đầu tư có chậm so với kế hoạch đề ra do phải thực hiện các quy định mới của pháp luật về đấu thầu.
“Công tác thẩm định hồ sơ mời thầu đã hoàn thành, dự kiến trong tháng 7/2024 sẽ phát hành hồ sơ mời thầu theo quy định”, ông Nam nói.
Thông tin thêm về nguyên nhân việc lựa chọn chủ đầu tư chậm, ông Nam cho biết, Ninh Thuận phải đấu thầu quốc tế rộng rãi, nên liên quan đến các quy định pháp luật phải làm hết sức kỹ lưỡng, bảo đảm an toàn tuyệt đối từ khâu đầu tiên đến cuối cùng, dẫn đến chậm.
Dự án LNG Cà Ná quy mô 1.500 MW cũng đã thu hút được sự quan tâm của nhiều nhà đầu tư.
Mới nhất, vào tháng 5/2024, Công ty cổ phần Tập đoàn T&T và Công ty BP Gas & Power Investments Limited (Anh) có buổi làm việc với UBND tỉnh Ninh Thuận để báo cáo, giới thiệu về năng lực, kinh nghiệm và quan tâm đề xuất tham gia dự án này.
Trước đó, vào tháng 9/2021, UBND tỉnh Ninh Thuận cũng từng có quyết định công nhận các nhà đầu tư đáp ứng sơ bộ về năng lực, kinh nghiệm thực hiện Dự án Trung tâm Điện lực LNG Cà Ná giai đoạn I, công suất 1.500 MW.
Có 5 nhóm nhà đầu tư được xướng tên trong dịp này. Đó là Liên danh Korea Consortium, gồm Tổng công ty Năng lượng Hanwha – Tổng công ty Khí Hàn Quốc – Tổng công ty Điện lực Nam Hàn Quốc; Công ty Gulf MP Company Limited; Tập đoàn Jera Company Inc; Liên danh Công ty Total Gaz Electricite Holding Franc – Công ty Novatek Gas & Power Asia Pte – Tổng công ty Điện lực Dầu khí Việt Nam – Công ty Siemens Energy AG – Công ty cổ phần Zarubezhneft; Công ty cổ phần Đầu tư xây dựng Trung Nam.
Trong lần lựa chọn các nhà đầu tư khi đó, nhiều tiêu chí về tài chính đã được UBND tỉnh Ninh Thuận đưa ra, như có vốn chủ sở hữu chiếm 15% tổng mức đầu tư của dự án đang xét và từng tham gia các dự án năng lượng đã hoàn thành đưa vào vận hành thương mại trong 10 năm (từ năm 2010 đến năm 2020), với tổng công suất tối thiểu 1.000 MW…
Triển khai dự án đầy thách thức
Theo đánh giá của Chủ tịch UBND tỉnh Ninh Thuận, đây là một dự án rất khó, bởi cả nước hiện có 12 dự án LNG, nhưng chỉ có 1 – 2 dự án triển khai, mà mô hình lại không giống Ninh Thuận.
Thực tế, không chỉ Ninh Thuận thấy khó với dự án điện khí LNG. Các thành viên tham dự cuộc họp trực tuyến của Bộ trưởng Bộ Công thương với 15 địa phương, chủ đầu tư về các dự án nhiệt điện sử dụng khí thiên nhiên khai thác trong nước và khí tự nhiên hóa lỏng (LNG) nằm trong danh mục dự án trọng điểm đầu tư của Quy hoạch và Kế hoạch thực hiện Quy hoạch Điện VIII tổ chức mới đây chắc chắn cũng thấy điệp trùng khó khăn.
Khi bài toán tài chính của EVN và các nhà đầu tư chưa giải được, thì sẽ khó có thể ký kết Hợp đồng mua bán điện.
Hiện chỉ có Dự án Điện Nhơn Trạch 3 & 4 là liên tục có thay đổi vì đang thi công, nhưng ngay cả như vậy, thì Nhơn Trạch 3&4 cũng chưa ký được Hợp đồng mua bán điện chính thức, dù đã kết thúc quá trình đàm phán và phía Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) đang rà soát lại.
Tại các dự án điện khí LNG khác, cơ hội ký được Hợp đồng mua bán điện không hề nhanh như kỳ vọng.
Theo tính toán của Bộ Công thương, chi phí mua điện đầu vào của EVN do các nhà máy điện sử dụng LNG sẽ khá cao (dự kiến 2.400 – 2.800 đồng/kWh). Do tình hình địa chính trị bất ổn, nếu quy định tỷ lệ điện năng mua dài hạn tối thiểu thì EVN phải mua một lượng điện năng nhất định (thay vì có thể mua được nguồn khác có giá rẻ hơn), dẫn tới chi phí mua điện cao, gây áp lực tăng giá bán lẻ điện.
Khi giá điện không được điều chỉnh, việc phải mua sản lượng đã cam kết với các nhà máy điện khí sẽ ảnh hưởng lớn đến tài chính của EVN. Chỉ tính chi phí mua điện cho sản lượng điện trong phương án thấp của kế hoạch vận hành hệ thống điện năm 2025 với riêng Nhà máy Điện Nhơn Trạch 3&4 với tỷ lệ điện năng cam kết qua hợp đồng mua bán điện dài hạn là 70%, thì chi phí mua điện của EVN có thể tăng thêm khoảng 6.800 tỷ đồng.
Chỉ với các khoản chênh lệch tỷ giá còn treo từ năm 2023 và chi phí mua điện của Nhà máy Điện Nhơn Trạch 3&4, tính tới năm 2025, EVN vẫn chưa có nguồn để thanh toán khoảng 24.902 tỷ đồng. Đó là chưa kể khoản lỗ của EVN khoảng 23.400 tỷ đồng trong năm 2023.
Khi bài toán tài chính của EVN và các nhà đầu tư chưa giải được, thì sẽ khó có thể ký kết Hợp đồng mua bán điện. Trong bối cảnh đó, cũng không có tổ chức tài chính nào cho nhà phát triển dự án điện khí LNG vay tiền.
Như vậy, dù dự án đã được cấp phép đầu tư từ lâu, như LNG Bạc Liêu hay chậm hơn như LNG Quảng Ninh, LNG Hải Lăng, LNG Long An…, hay LNG Cà Ná đang chuẩn bị đấu thầu, nhưng chưa biết bao giờ mới có nhà máy để phát điện.
Nguồn: https://baodautu.vn/dien-khi-lng-muon-lam-cung-khong-de-d220291.html
