BomBabe4214
New member
Gần 37.500 MW nguồn điện khí, hàng chục tỷ đô vốn đầu tư và cả rổ dự án LNG từ Bắc chí Nam đang ngóng chờ cơ chế mới để "giải tỏa" dòng tiền. Nhưng mà "phao cứu sinh" Qc 75% này không phải ai cũng được hưởng đâu nhé, nên câu hỏi đặt ra là liệu các dự án gắn liền với tên tuổi bầu Hiển, Trungnam có nằm trong hội may mắn không?
## Qc 75% là gì mà xôn xao vậy?
Theo đề xuất của Bộ Công Thương cho các dự án điện khí LNG nhập khẩu, mức sản lượng điện hợp đồng tối thiểu dài hạn (hay gọi fancy là Qc) có thể được "buff" từ 65% trong 10 năm lên tận 75% trong thời hạn trả nợ vốn vay, nhưng max chỉ 15 năm thôi nha.
Giải thích nôm na thì Qc là mức sản lượng điện hợp đồng mà bên mua điện (chủ yếu là EVN) cam kết với nhà máy điện. Với những dự án LNG "khủng" hàng tỷ đô, dòng tiền từ hợp đồng mua bán điện chính là "chìa khóa vàng" để các ngân hàng đánh giá xem dự án có đủ sức trả nợ hay không.
## Plot twist: Không phải ai cũng được ăn bánh!
Điểm "drama" ở đây là cơ chế Qc 75% này không phải "phát cho tất cả mọi người" đâu nha. Theo info từ Bộ Công Thương, nhóm được "chọn mặt gửi vàng" để áp dụng cơ chế này bao gồm Hiệp Phước 1, Quảng Ninh 1 và Quảng Trạch 2, với tổng quy mô khoảng 4.300 MW. Đồng thời họ cũng đề xuất áp dụng cho hai nhà máy Nhơn Trạch 3 và 4 nữa.
Trong đó, Nhơn Trạch 3 và 4 đã vận hành thương mại rồi, còn Hiệp Phước 1, Quảng Ninh 1 và Quảng Trạch 2 đang trong quá trình triển khai. Điểm chung của hội này là có khả năng bổ sung nguồn điện trước năm 2030 nếu đáp ứng tiến độ.
Nói dễ hiểu hơn, đây không phải cơ chế "giữ chỗ" cho các dự án LNG còn xa mới vận hành, mà ưu tiên cho những nhà máy có thể sớm phát điện và hòa vào lưới điện quốc gia. Ai "chạy nhanh" thì được thưởng! 
Trong khi đó, làn sóng đầu tư LNG tại Việt Nam có quy mô lớn hơn nhiều, với hàng loạt dự án 1.200-1.500 MW, thậm chí còn "khủng" hơn nữa, tại Hải Phòng, Nghi Sơn, Cà Ná, Bạc Liêu, Long An, Sơn Mỹ, Hải Lăng... Các dự án này thu hút nhiều doanh nghiệp và liên danh lớn như PV Power, T&T, Trungnam, VinaCapital - GS Energy, Delta Offshore Energy, Vine cùng các đối tác Nhật Bản, Hàn Quốc như Tokyo Gas, Marubeni, Kyuden, Doosan Enerbility.
## EVN đau đầu với "núi tiền" 1,1 triệu tỷ
Ở chiều ngược lại, việc nâng Qc này đặt ra áp lực siêu to khổng lồ cho bên mua điện là EVN. Theo tính toán được nêu trong hồ sơ chính sách, nếu áp dụng Qc 75% cho khoảng 6.000 MW điện LNG, tổng chi phí mua điện của EVN trong 15 năm có thể lên tới khoảng 1,1 triệu tỷ đồng, tăng đáng kể so với phương án Qc 65% trong 10 năm.
Riêng với Nhơn Trạch 3 và 4 thôi, tổng chi phí mua điện trong 15 năm được tính toán có thể lên tới hơn 312.000 tỷ đồng. Đây là con số "khủng khiếp" trong bối cảnh giá điện LNG nhập khẩu thường cao hơn nhiều nguồn điện truyền thống, do phụ thuộc vào giá nhiên liệu quốc tế và biến động tỷ giá.
EVN cũng từng "than thở" rằng cam kết Qc dài hạn với điện khí LNG về bản chất là cam kết tài chính cực lớn. Trong trường hợp hệ thống không cần huy động đủ sản lượng do phụ tải tăng chậm, năng lượng tái tạo phát triển mạnh hoặc giá LNG tăng cao, bên mua điện vẫn có thể phải "gánh" chi phí khổng lồ theo cam kết hợp đồng.
## Qc 75% chưa phải "giải pháp thần thánh"
Với nhà đầu tư, Qc 75% giúp cải thiện dòng tiền và khả năng vay vốn, nhưng chưa giải quyết toàn bộ rủi ro của dự án LNG đâu nha.
Các "điểm tắc" còn lại bao gồm cơ chế chuyển ngang chi phí LNG vào giá điện, rủi ro tỷ giá khi vay USD nhưng thu tiền điện bằng VND (éo le!), và quy tắc huy động trong hệ thống có tỷ trọng năng lượng tái tạo ngày càng lớn.
Nguồn: soha.vn
## Qc 75% là gì mà xôn xao vậy?
Theo đề xuất của Bộ Công Thương cho các dự án điện khí LNG nhập khẩu, mức sản lượng điện hợp đồng tối thiểu dài hạn (hay gọi fancy là Qc) có thể được "buff" từ 65% trong 10 năm lên tận 75% trong thời hạn trả nợ vốn vay, nhưng max chỉ 15 năm thôi nha.
Giải thích nôm na thì Qc là mức sản lượng điện hợp đồng mà bên mua điện (chủ yếu là EVN) cam kết với nhà máy điện. Với những dự án LNG "khủng" hàng tỷ đô, dòng tiền từ hợp đồng mua bán điện chính là "chìa khóa vàng" để các ngân hàng đánh giá xem dự án có đủ sức trả nợ hay không.
## Plot twist: Không phải ai cũng được ăn bánh!
Điểm "drama" ở đây là cơ chế Qc 75% này không phải "phát cho tất cả mọi người" đâu nha. Theo info từ Bộ Công Thương, nhóm được "chọn mặt gửi vàng" để áp dụng cơ chế này bao gồm Hiệp Phước 1, Quảng Ninh 1 và Quảng Trạch 2, với tổng quy mô khoảng 4.300 MW. Đồng thời họ cũng đề xuất áp dụng cho hai nhà máy Nhơn Trạch 3 và 4 nữa.
Trong đó, Nhơn Trạch 3 và 4 đã vận hành thương mại rồi, còn Hiệp Phước 1, Quảng Ninh 1 và Quảng Trạch 2 đang trong quá trình triển khai. Điểm chung của hội này là có khả năng bổ sung nguồn điện trước năm 2030 nếu đáp ứng tiến độ.
Nói dễ hiểu hơn, đây không phải cơ chế "giữ chỗ" cho các dự án LNG còn xa mới vận hành, mà ưu tiên cho những nhà máy có thể sớm phát điện và hòa vào lưới điện quốc gia. Ai "chạy nhanh" thì được thưởng!
Trong khi đó, làn sóng đầu tư LNG tại Việt Nam có quy mô lớn hơn nhiều, với hàng loạt dự án 1.200-1.500 MW, thậm chí còn "khủng" hơn nữa, tại Hải Phòng, Nghi Sơn, Cà Ná, Bạc Liêu, Long An, Sơn Mỹ, Hải Lăng... Các dự án này thu hút nhiều doanh nghiệp và liên danh lớn như PV Power, T&T, Trungnam, VinaCapital - GS Energy, Delta Offshore Energy, Vine cùng các đối tác Nhật Bản, Hàn Quốc như Tokyo Gas, Marubeni, Kyuden, Doosan Enerbility.
## EVN đau đầu với "núi tiền" 1,1 triệu tỷ
Ở chiều ngược lại, việc nâng Qc này đặt ra áp lực siêu to khổng lồ cho bên mua điện là EVN. Theo tính toán được nêu trong hồ sơ chính sách, nếu áp dụng Qc 75% cho khoảng 6.000 MW điện LNG, tổng chi phí mua điện của EVN trong 15 năm có thể lên tới khoảng 1,1 triệu tỷ đồng, tăng đáng kể so với phương án Qc 65% trong 10 năm.
Riêng với Nhơn Trạch 3 và 4 thôi, tổng chi phí mua điện trong 15 năm được tính toán có thể lên tới hơn 312.000 tỷ đồng. Đây là con số "khủng khiếp" trong bối cảnh giá điện LNG nhập khẩu thường cao hơn nhiều nguồn điện truyền thống, do phụ thuộc vào giá nhiên liệu quốc tế và biến động tỷ giá.
EVN cũng từng "than thở" rằng cam kết Qc dài hạn với điện khí LNG về bản chất là cam kết tài chính cực lớn. Trong trường hợp hệ thống không cần huy động đủ sản lượng do phụ tải tăng chậm, năng lượng tái tạo phát triển mạnh hoặc giá LNG tăng cao, bên mua điện vẫn có thể phải "gánh" chi phí khổng lồ theo cam kết hợp đồng.
## Qc 75% chưa phải "giải pháp thần thánh"
Với nhà đầu tư, Qc 75% giúp cải thiện dòng tiền và khả năng vay vốn, nhưng chưa giải quyết toàn bộ rủi ro của dự án LNG đâu nha.
Các "điểm tắc" còn lại bao gồm cơ chế chuyển ngang chi phí LNG vào giá điện, rủi ro tỷ giá khi vay USD nhưng thu tiền điện bằng VND (éo le!), và quy tắc huy động trong hệ thống có tỷ trọng năng lượng tái tạo ngày càng lớn.
Nguồn: soha.vn