Theo thông báo mới đây của Chính phủ, từ ngày 1/4/2014, giá bán khí cho sản xuất điện với lượng khí trên mức bao tiêu bằng 70% giá thị trường cộng với chi phí vận chuyển, phân phối. Từ ngày 1/7/2014, sẽ tăng lên 80%; từ ngày 1/10/2014, sẽ tiếp tục tăng đạt 90% và từ ngày 1/1/2015 sẽ bằng 100% mức giá thị trường cộng với chi phí vận chuyển, phân phối.
Giá khí thị trường được xác định là mức giá khí miệng giếng được xác định bằng 46% giá dầu FO trung bình tại thị trường Singapore theo tạp chí Platt’s.
Trao đổi với phóng viên Báo Đầu tư, ông Đặng Huy Cường, Cục trưởng Cục Điều tiết Điện lực thừa nhận, chi phí sản xuất điện từ khí sẽ tăng mạnh trong thời gian tới bởi tác động của việc tăng giá khí đầu vào này.
Hiện tại, nguồn nhiên liệu khí cung cấp cho các nhà máy điện được chia làm hai khu vực là miền Tây Nam Bộ và miền Đông Nam Bộ.
Ở miền Tây Nam Bộ, cụm các nhà máy điện Cà Mau 1 và 2 nhận khí từ mỏ PM3 - CAA và Cái Nước thuộc khu vực chồng lấn với Malaysia.
Cũng bởi nguồn khí PM3- CAA không chỉ do Việt Nam khai thác, nên giá khí tại đây được lấy theo giá thị trường. Nghĩa là, giá khí đầu vào cho hai nhà máy Cà Mau 1 và 2 đã tính theo mức bằng 46% giá dầu FO trung bình tại thị trường Singapore, kể từ khi vào hoạt động thương mại cuối năm 2008. Hiện giá khí đầu vào tại đây là khoảng 8 USD/triệu BTU. Hai nhà máy Cà Mau 1 và 2 (tổng công suất 1.500 MW) cũng được Chính phủ cho phép không tham gia vào thị trường phát điện cạnh tranh. Ngoài lý do nhằm tận dụng tối đa lượng khí được chia phần cho Việt Nam ở khu vực này, cũng còn bởi giá khí đầu vào của Nhiệt điện Cà Mau 1 và 2 cao hơn so với các nhà máy điện ở Đông Nam Bộ.
Tại khu vực Đông Nam Bộ có Trung tâm Điện lực Phú Mỹ, với các nhà máy điện thuộc Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) và các nhà máy điện BOT của nhà đầu tư nước ngoài. Ngoài ra, còn có các nhà máy điện Nhơn Trạch 1 và Nhơn Trạch 2 tại Đồng Nai, với sự đầu tư và tham gia cổ phần của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN).
Hiện các nhà máy điện ở Đông Nam Bộ đang dùng khí từ bể Cửu Long và Nam Côn Sơn, trong đó nguồn khí Nam Côn Sơn là nguồn khí lớn nhất và từ tháng 9/2013, đã được bổ sung thêm khí từ mỏ Hải Thạch - Mộc Tinh.
Tại nguồn khí ở miền Đông Nam Bộ, giá khí bán cho điện được thực hiện theo 2 cơ chế là giá với lượng khí trong mức bao tiêu và giá cho lượng khí trên mức bao tiêu.
Hiện cũng chỉ có 3 hợp đồng mua bán khí thuộc diện trong mức bao tiêu là với EVN, Công ty Năng lượng MeKong (đơn vị quản lý Nhà máy BOT Phú Mỹ 2.2) và Nhà máy Điện BOT Phú Mỹ 3.
Theo các số liệu của Báo Đầu tư thu thập được, lượng khí tiêu thụ từ nguồn Nam Côn Sơn cho các nhà máy điện năm 2012 là 6,05 tỷ m3. Trong đó, lượng khí trong mức bao tiêu là 3,55 tỷ m3/năm, tức là chiếm khoảng 58% tổng lượng khí của nguồn Nam Côn Sơn năm 2012. Mức giá khí đầu vào của năm 2012 cho các hợp đồng trong mức bao tiêu là 3,68 USD/triệu BTU và có mức độ trượt giá 2%/năm. Tức là gần 3,9 USD/triệu BTU tại thời điểm năm 2014.
Trong khi đó các doanh nghiệp dùng khí ngoài bao tiêu phải trả khoảng 5,39 USD/triệu BTU.
Một doanh nghiệp sản xuất điện ở Nhơn Trạch cho hay, các nhà máy điện ở khu vực Nhơn Trạch sẽ chịu ảnh hưởng nặng nề trong lần tăng giá khí này, bởi đang dùng lượng khí toàn bộ ngoài mức bao tiêu. Trước khi có quyết định áp dụng giá khí mới từ ngày 1/4/2014, giá khí của các nhà máy điện ở Nhơn Trạch cũng đã cao hơn khoảng 40% so với giá khí đầu vào của các nhà máy trong mức bao tiêu ở khu vực Phú Mỹ. Chi phí về khí này chiếm khoảng 70% giá điện. Vì vậy, việc giá khí tăng tiếp với phần ngoài mức bao tiêu, khiến chi phí sản xuất điện từ khí tại doanh nghiệp cũng tiếp tục tăng mạnh. “Dĩ nhiên là chi phí này sẽ chuyển hết vào giá điện”, đại diện doanh nghiệp này nói.
Cho dù chưa có con số cụ thể về chi phí sản xuất điện sẽ tăng thêm do tác động của giá khí mới (bởi hiện PVN vẫn chưa công bố giá khí chính xác sau khi có quyết định mới của Chính phủ) nhưng với thực tế sản lượng khí ngoài mức bao tiêu khá lớn như hiện nay, thì phần chi phí tăng thêm trong giá thành sản xuất điện sẽ có thể lên tới cả ngàn tỷ đồng so với mức giá trước thời điểm ngày 1/4/2014.
