Thấp thỏm nguồn khí

Năm 2018, PVPower đạt sản lượng điện 21,007 tỷ kWWh, doanh thu 24.272 tỷ đồng và lãi trước thuế của công ty mẹ là 2.565 tỷ đồng. Sang năm 2019, PVPower đặt mục tiêu sản lượng điện đạt 21,6 tỷ kWh, doanh thu 32.770 tỷ đồng và lợi nhuận trước thuế dự kiến là 2.500 tỷ đồng.

Ông Hồ Công Kỳ - Chủ tịch HĐQT PVPower cho hay, các chỉ tiêu này đã tính biến động tỷ giá do ảnh hưởng từ những bất ổn quốc tế. Hiện nay, PVPower chủ yếu vay bằng USD. Năm trước, kịch bản mà Công ty đưa ra là biến động tỷ giá hơn 2,7%, nhưng thực tế có thể thấp hơn.

“Ước tính, tỷ giá biến động 1%, thì PVPower sẽ chịu khoản chi phí thêm khoảng 60 tỷ đồng. Công ty đã trả hết nợ vay tại Nhà máy Cà Mau 2 và một phần tại Cà Mau 1, còn lại chủ yếu tại Nhà máy Vũng Áng với khoảng 400 triệu USD”, ông Kỳ nói.

Trong các nhà máy đang nắm giữ của PVPower, điện khí chiếm tỷ trọng 64% tổng công suất lắp đặt, thủy điện chiếm 7,3%, nhiệt điện than chiếm 28%. Theo thống kê, giá nhiên liệu, bao gồm giá xăng dầu, khí và than chiếm trên 60% chi phí sản xuất điện và là yếu tố chính chi phối giá điện.

Có tổng công suất 1.500MW, Nhà máy Điện Cà Mau 1&2 gồm 4 tổ máy đang sử dụng khí từ Lô PM3 CAA thuộc khu vực Tây Nam bộ. Hai nhà máy này không phải tham gia thị trường điện để có thể nhận tối đa sản lượng khí mà phía Việt Nam được chia trong thỏa thuận với Malaysia. Tuy nhiên, sản lượng khí tại đây không đủ để chạy đầy tải cho cả 4 tổ máy.

Tại kế hoạch vận hành hệ thống điện năm 2019 của Bộ Công thương, Nhà máy Điện Cà Mau 1&2 được lên kế hoạch phát điện chạy dầu trong vài tháng mùa khô năm 2019, nhằm đáp ứng nhu cầu điện. Dĩ nhiên, khi chạy dầu, giá thành sản xuất điện sẽ bị đẩy lên khá cao, khoảng 5.000 đồng/kWh.

Theo bản cáo bạch đưa ra ngày 18/12/2018, dự kiến từ năm 2020, phía Việt Nam sẽ chỉ còn quyền nhận 50% lượng khí từ mỏ PM3 CAA. Do vậy, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam đang đàm phán để mua 50% lượng khí PM3 CAA còn lại (thuộc quyền sở hữu của Công ty Dầu khí quốc gia Malaysia - Petronas) để bổ sung lượng khí thiếu hụt.

Được biết, việc Nhà máy Chế biến khí GPP Cà Mau đi vào hoạt động sẽ khiến lượng khí đang dành cho điện bị chia sẻ ít nhiều. Trong khi đó, các nhà máy nhiệt điện Nhơn Trạch 1 (450MW) và Nhơn Trạch 2 (720MW) sử dụng khí từ các mỏ thuộc bể Nam Côn Sơn cũng phải đối diện với thực tế lượng khí ở khu vực này đang có dấu hiệu giảm sút.

Báo cáo của Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia cách đây 1 tuần cho hay, nguồn khí trong nước đã giảm mạnh và chưa có nguồn bổ sung. Cụ thể, các tháng cuối năm 2018, khí Nam Côn Sơn cấp chỉ còn khoảng 16,5 triệu m3/ngày, bằng 75% so với các năm trước đây. Sang năm 2019, dự kiến có bổ sung mỏ Phong Lan Dại, nhưng chưa ổn định và cũng không đủ cho nhu cầu của toàn bộ các nhà máy tua-bin khí.

Giá khí cũng không dễ

Không chỉ đối mặt với thách thức thiếu khí đầu vào, nhiều nhà máy nhiệt điện khí ở khu vực Đông Nam bộ cũng phải chấp nhận việc giá khí trong bao tiêu phải theo giá thị trường kể từ ngày 1/1/2019.

“Năm 2018, việc một khối lượng khí trong bao tiêu phải chuyển sang áp dụng theo giá thị trường đã khiến chi phí sản xuất điện tăng thêm 1.900 tỷ đồng. Sang năm 2019, chỉ riêng phần giá khí phải áp dụng theo giá thị trường có thể khiến chi phí sản xuất điện tăng thêm 10.500 tỷ đồng”, ông Đỗ Thắng Hải - Thứ trưởng Bộ Công thương cho hay.

Có lẽ hiểu rõ các thực tế này, nên chính PVPower cũng thừa nhận, hiện tại, các nhà máy điện Nhơn Trạch 1&2, Cà Mau 1&2 dù có hợp đồng mua khí cho đến hết vòng đời dự án, nhưng vẫn có thể gặp rủi ro khi nguồn cung cấp và giá khí biến động.

Trong một diễn biến khác, ngày 10/1, PVPower và PVGas đã ký thỏa thuận khung về cấp khí thiên nhiên hóa lỏng cho Nhà máy Điện Nhơn Trạch 3&4 có tổng quy mô khoảng 1.500MW.

Liên quan đến việc thu xếp vốn, ông Hồ Công Kỳ cho biết, tổng mức đầu tư của Nhà máy Điện Nhơn Trạch 3&4 dự kiến là 1,4 tỷ USD, trong đó 25 - 30% từ vốn chủ sở hữu của các các quỹ, lợi nhuận sau thuế của PVPower. Còn lại hơn 1 tỷ USD, doanh nghiệp đang tiếp xúc với các ngân hàng và định chế tài chính và đã nhận được cam kết cho vay 20.000 tỷ đồng từ các ngân hàng trong nước và có thể thu xếp 300 - 400 triệu USD (tương ứng 7.000 - 9.000 tỷ đồng) từ các tổ chức tài chính nước ngoài. Như vậy, tổng cộng 2 khoản vay trên lên tới 29.000 tỷ đồng.

Chưa bàn tới suất đầu tư lạc quan của Nhà máy Điện Nhơn Trạch 3&4, chỉ riêng chuyện vay vốn đang được PVPower thu xếp cũng có thể được coi là cố gắng rất lớn của doanh nghiệp, bởi 3 năm qua, cả nước chưa thể khởi công một dự án nguồn điện lớn nào do đều bị vướng bảo lãnh Chính phủ và các giới hạn trần cho vay với một khách hàng.

Tuy nhiên, với nguồn khí đầu vào cho Nhà máy Điện Nhơn Trạch 3&4 là khí thiên nhiên hóa lỏng có giá cao hơn so với giá khí đang bán cho Nhà máy Nhơn Trạch 1&2, nên việc đàm phán bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) là thách thức nhất định với PVPower khi muốn chuyển hết giá mua nhiên liệu vào giá điện, dù cho giá bán lẻ điện đầu ra đang bất động từ tháng 12/2017.

Dương Lâm