Thách thức từ các nhà máy BOT, nhập khẩu điện

EVN đã đề nghị Bộ Công thương xem xét, thay EVN thực hiện các cam kết với các nhà máy điện BOT của nhà đầu tưnước ngoài và cho phép sử dụng tư vấn luật quốc tế để hỗ trợ, tư vấn EVN sửa đổi các hợp đồng mua bán điện (PPA).

Sở dĩ EVN đưa ra đề nghị trên là vì, theo các PPA đã ký, EVN có nghĩa vụ huy động các nhà máy điện BOT. Nếu A0 không thuộc EVN nữa, EVN không thực hiện được cam kết này, nên có thể dẫn đến việc phạm lỗi của EVN theo PPA.

Bên cạnh đó, các lệnh điều độ của A0 vốn là căn cứ để EVN trả tiền điện, cũng như thực hiện các nghĩa vụ của EVN theo PPA. Tại thời điểm ký PPA, A0 trực thuộc EVN và thuộc sở hữu của EVN, vì vậy EVN chịu trách nhiệm về tài chính với công ty BOT do các lệnh điều độ được A0 ban hành.

Theo hợp đồng BOT, việc phạm lỗi của EVN có thể dẫn đến việc phạm lỗi phía Việt Nam. Vì vậy, chủ đầu tư các nhà máy điện BOT có quyền chấm dứt sớm và bắt buộc phía Việt Nam phải mua lại dự án.

Theo EVN, do các vấn đề nêu trên, có thể nhiều nghĩa vụ tài chính hết sức nặng nề sẽ không thực hiện được, dẫn đến vi phạm các cam kết của EVN theo PPA và dẫn đến chấm dứt sớm PPA, buộc Chính phủ phải mua lại dự án.

Các nghĩa vụ này là huy động đủ sản lượng điện để tối ưu hóa chi phí công suất đã phải chi trả cho công ty BOT hàng tháng; huy động đủ sản lượng điện để tiêu thụ hết lượng than đã bao tiêu theo các hợp đồng mua bán vận chuyển than (lên tới hàng tỷ USD/năm cho mỗi PPA).

Đồng thời, khi A0 không thuộc sở hữu của EVN, EVN cũng không thể thực hiện đầy đủ các quyền và lợi ích theo PPA mà EVN đang thực hiện. Đó là quyền bố trí lịch sửa chữa đảm bảo tối ưu hóa sản lượng điện cam kết; quyền huy động ở mức công suất hợp lý để tối ưu hóa chi phí mua điện hay xác nhận các lệnh điều độ và thời gian ngừng máy để xác định số tiền bồi thường thiệt hại do vi phạm lệnh điều độ và ngừng máy vượt quá số giờ cho phép.

Nghĩa là, quyền và lợi ích của EVN theo PPA các dự án BOT sẽ không được đảm bảo, cũng như khả năng phát sinh các nghĩa vụ tài chính rất lớn cho EVN khi A0 tách ra. “Việc một doanh nghiệpphải gánh chịu các nghĩa vụ tài chính phát sinh do hoạt động của đơn vị khác, một tổ chức khác là không phù hợp với các nguyên tắc cơ bản của Bộ luật Dân sự, Luật Thương mại và Luật Doanh nghiệp”, báo cáo của EVN cho biết.

Tương tự đối với các hợp đồng BOT nêu trên, các hợp đồng nhập khẩu điện trước đây được thiết kế với EVN là chủ thể bên mua đại diện cho Chính phủ Việt Nam, việc huy động và các chi phí phát sinh từ công tác vận hành của A0 được EVN thực hiện. Tuy nhiên, khi A0 chuyển về Bộ Công thương, A0 phải là đơn vị riêng rẽ với EVN và chịu trách nhiệm tại hợp đồng. Vì vậy, EVN cũng đề nghị xem xét, sửa đổi lại các hợp đồng này cho phù hợp.

Các nhà máy điện độc lập cũng vướng

Không chỉ nhìn thấy thách thức với các nhà máy BOT, các nhà mày điện độc lập (IPP) tham gia trực tiếp thị trường điện, chào giá để vận hành và được thực hiện thanh toán theo 2 phần cũng sẽ gặp những vướng mắc trong quan hệ với EVN khi A0 tách ra.

Hiện nay, một phần doanh thu của các IPP thông qua thị trường điện giao ngay, được thanh toán với giá thị trường điện toàn phần, được A0 tính toán trên cơ sở sản lượng thực phát với giá thị trường điện toàn phần theo từng chu kỳ vận hành là cứ mỗi 30 phút.

Một phần doanh thu thông qua cơ chế bù trừ chênh lệch (CfD) giữa giá hợp đồng và giá thị trường điện toàn phần, căn cứ trên cơ sở sản lượng hợp đồng cam kết giữa các bên. Sản lượng hợp đồng này cũng được các bên thỏa thuận, đàm phán theo quy định tại Thông tư 24/2019/TT-BCT.

Như vậy, khi A0 tách khỏi EVN, việc EVN phải chịu trách nhiệm cam kết, thanh toán khoản thanh toán trên thị trường điện cần xem xét lại, bởi điều này không phù hợp với các nguyên tắc cơ bản của Bộ luật Dân sự, Luật Thương mại và Luật Doanh nghiệp.

EVN cho rằng, Tập đoàn không thể chịu trách nhiệm thanh toán, xử lý các phát sinh không do mình gây ra và không thể có bất kỳ tranh chấp thanh toán nào đối với các nhà máy điện tham gia thị trường điện đối với khoản thanh toán này. Bởi vậy, EVN đề nghị, loại bỏ thành phần thanh toán thị trường điện nói trên ra khỏi CfD hiện hữu, đồng thời sửa đổi Thông tư số 45/2018/TT-BCT để A0 thực hiện chức năng thanh toán trên thị trường điện theo thông lệ quốc tế.

EVN sẽ mua điện trên thị trường điện qua A0 - lúc này đóng vai trò là người điều hành giao dịch thị trường điện (Market Operator - MO) và A0 có trách nhiệm thanh toán lại cho các nhà máy điện tham gia thị trường điện.

A0 sẽ ký các hợp đồng dịch vụ phụ trợ

Theo quy định, đơn vị chịu trách nhiệm đảm bảo an ninh hệ thống là A0 và dịch vụ phụ trợ là công cụ của A0 để đảm bảo an ninh hệ thống điện. Các nhà máy điện cung cấp dịch vụ phụ trợ hiện có các nhà máy tua-bin khí cung cấp dịch vụ vận hành phải phát (chu trình đơn, vận hành bằng nhiêu liệu không phải nhiên liệu chính - khí) theo yêu cầu hệ thống.

Đó là các nhà máy điện Phú Mỹ của Tổng công ty GENCO3, Nhiệt điện khí Nhơn Trạch 1, Nhiệt điện khí Nhơn Trạch 2, Nhiệt điện khí Cà Mau 1&2. Hiện các nhà máy này được thanh toán chi phí nhiên liệu và chi phí vận hành bảo dưỡng trong các chu kỳ thực hiện cung cấp dịch vụ phụ trợ. Các chu kỳ vận hành khác trực tiếp chào giá và thanh toán theo các quy định thị trường điện.

Trên hệ thống, cũng có các nhà máy nhiệt điện cung cấp dịch vụ khởi động nhanh và vận hành phải phát theo yêu cầu hệ thống, gồm Nhiệt điện Ninh Bình, Nhiệt điện Thủ Đức, Nhiệt điện Bà Rịa, Nhiệt điện Ô Môn I, Nhiệt điện Cần Thơ. Các nhà máy này đang được ký hợp đồng theo dạng công suất và điện năng, trong đó giá công suất được tính toán, xác định hàng năm giữa EVN và nhà máy điện, trình Cục Điều tiết điện lực thẩm định, Bộ Công thương phê duyệt theo quy định tại Thông tư 21/2015/TT-BCT.

Tuy nhiên, khi A0 chuyển về Bộ Công thương, EVN cho biết, không thể là chủ thể bên mua do các nhu cầu này là của A0 để đảm bảo an ninh hệ thống điện, chứ không phải của EVN. Vì vậy, việc chuyển A0 là bên ký kết và thực hiện các hợp đồng dịch vụ phụ trợ này được xem là cần thiết.

Những điểm nghẽn cần gỡ

Trao đổi với phóng viên Báo Đầu tư, một chuyên gia có thâm niên vận hành hệ thống điện cho hay, EVN là doanh nghiệp nhà nước, nếu vẫn được giao giữ lưới truyền tải và phân phối, cũng như vẫn là đơn vị chịu trách nhiệm khâu bán lẻ với nghĩa vụ đảm bảo cung cấp đủ cho khách hàng bằng nguồn tự phát và đi mua, thì nhất định phải thiết kế lại thị trường điện và xây dựng giá bán lẻ, mới mong EVN bảo đảm được nhiệm vụ này.

Khi đó, các cơ quan chức năng có thể yêu cầu EVN trình kế hoạch mua điện (thông qua các PPA) cho 1 đến 5 năm tới, với mức độ đảm bảo một tỷ lệ nhất định nhu cầu điện theo từng năm. Cùng lúc đó, A0 - khi đó đã tách ra, sẽ tính toán nhu cầu dịch vụ phụ và ra yêu cầu kỹ thuật để giao EVN lập kế hoạch mua bằng hình thức nào đó. Các vấn đề này sẽ được đáp ứng thông qua hợp đồng dài hạn và thị trường giao ngay.

“Như vậy, sẽ phải thiết kế lại rất nhiều vấn đề liên quan đến vận hành hệ thống điện, nếu không muốn mọi chuyện phức tạp”, chuyên gia này nhận xét.

Nhiều ý kiến cũng thừa nhận, việc đàm phán lại các PPA đang thực hiện giữa EVN và các chủ đầu tư nhà máy BOT hay IPP là không dễ dàng. Nhưng nếu không rõ ràng, thì EVN cũng khó thực hiện được việc đảm bảo cấp điện theo yêu cầu. Vì vậy, khi A0 ra khỏi EVN, quy trình tính toán huy động nguồn có tính đến các ràng buộc về truyền tải, ổn định và an ninh hệ thống sẽ phải có quy định chặt chẽ hơn.

Cũng cho rằng, nếu tách A0 độc lập và không thuộc sở hữu của EVN, sẽ phải viết lại nguyên tắc huy động nguồn, TS. Hà Đăng Sơn, Giám đốc Trung tâm Năng lượng và Phát triển chia sẻ, khi A0 tách khỏi EVN, vận hành hệ thống sẽ theo nguyên tắc chào giá, ưu tiên huy động theo quy định của văn bản pháp luật liên quan.

Theo TS. Sơn, nếu có thể huy động thấp hơn sản lượng điện hàng năm cam kết trong các PPA để đảm bảo ưu tiên chi phí hệ thống (không tạo áp lực lên tăng giá điện), thì A0 sẽ đưa ra lệnh huy động thuần túy, mà không cần bận tâm tới việc EVN có bị phạt hay không, dù trong các PPA của nhà máy BOT có điều khoản liên quan tới take-or-pay (tạm hiểu là nhận hoặc trả).

Các hiện trạng về kỹ thuật và kinh tếcủa hệ thống điện cũng cho thấy, để tách A0 độc lập và không còn trực thuộc EVN, có những vấn đề về pháp lý phải chuẩn bị kỹ lưỡng để không tạo ra những điểm nghẽn trong quá trình vận hành sau khi tách A0 ra, dẫn tới ảnh hưởng đến việc cấp điện ổn định, an toàn.