Định giá điện mặt trời, điện gió: Từ bài toán 'phân vùng' đến minh bạch phương pháp tính

Bỏ “3 miền”, định giá sát hơn theo điều kiện đầu tư

Theo dự thảo, Bộ Công Thương đưa ra hai phương án đối với điện mặt trời: xác định khung giá theo vùng kinh tế - xã hội tại Quy hoạch tổng thể quốc gia từng thời kỳ hoặc theo địa bàn từng tỉnh, thành phố. Với điện gió trên đất liền và gần bờ, khung giá được xác định theo vùng kinh tế - xã hội.

Cách tiếp cận này xuất phát từ một thực tế: tài nguyên năng lượng tái tạo không phân bố đồng đều và cũng không tuân theo ranh giới ba miền. Điện mặt trời phụ thuộc vào bức xạ, số giờ nắng, điều kiện khí hậu; điện gió phụ thuộc vào tốc độ gió, địa hình, vị trí dự án và khả năng đấu nối. Ngay trong cùng một miền, điều kiện tự nhiên và chi phí đầu tư giữa các địa phương có thể rất khác nhau.

Khi áp dụng một khung giá chung cho phạm vi địa lý quá rộng, những khác biệt đó có thể bị “bình quân hóa”. Dự án có điều kiện thuận lợi có thể được hưởng một mặt bằng giá tương tự dự án có chi phí cao hơn, trong khi một số dự án ở khu vực khó khăn lại không có đủ dư địa về giá để bảo đảm hiệu quả tài chính.

Xác định khung giá năng lượng tái tạo theo vùng kinh tế - xã hội hoặc theo tỉnh sẽ giúp khung giá phản ánh sát hơn điều kiện thực tế. (Ảnh minh họa)

Nếu được thiết kế tốt, phân vùng kinh tế - xã hội hoặc theo tỉnh sẽ giúp khung giá phản ánh sát hơn điều kiện thực tế. Đây là tín hiệu tích cực đối với thị trường bởi nhà đầu tư có thể đánh giá dự án trên cơ sở rõ hơn về tài nguyên, chi phí và mức giá có thể đàm phán.

Tác động lớn hơn nằm ở việc thay đổi tín hiệu lựa chọn địa điểm đầu tư. Những khu vực có tài nguyên tốt, hạ tầng thuận lợi và chi phí thấp sẽ phải cạnh tranh bằng hiệu quả; trong khi những khu vực có điều kiện khó khăn hơn có thể được phản ánh đúng hơn trong phương pháp xác định giá.

Tuy nhiên, phân vùng chi tiết hơn không đồng nghĩa với việc cơ chế giá mặc nhiên tốt hơn.

Nếu chuyển từ ba miền sang từng tỉnh, thành phố nhưng phương pháp tính vẫn dựa trên những giả định bình quân, việc “chia nhỏ” địa bàn có thể chỉ tạo thêm nhiều mức giá mà chưa phản ánh đúng bản chất chi phí. Đặc biệt, trong cùng một tỉnh, các dự án vẫn có thể có sự khác biệt lớn về địa hình, tài nguyên, suất đầu tư, chi phí đấu nối và khả năng giải tỏa công suất.

Vì vậy, điều quan trọng không phải là có bao nhiêu vùng, mà là tiêu chí xác định khung giá có phản ánh đúng chi phí và giá trị của nguồn điện hay không.

Đây cũng là điểm cần đặc biệt lưu ý để tránh hình thành cuộc đua giữa các địa phương nhằm thu hút dự án bằng mức giá cao. Khung giá phải là kết quả của điều kiện kinh tế - kỹ thuật, không thể trở thành công cụ để địa phương cạnh tranh bằng mọi giá.

Nếu mức giá được xác định cao hơn đáng kể so với chi phí hợp lý, lợi ích thu hút đầu tư trước mắt có thể đi kèm với chi phí dài hạn đối với hệ thống điện. Ngược lại, nếu khung giá quá thấp, những dự án có suất đầu tư lớn hoặc điều kiện khó khăn sẽ khó đạt hiệu quả tài chính, kéo theo nguy cơ chậm triển khai nguồn điện.

Do đó, mục tiêu của thay đổi lần này cần được đặt ở điểm cân bằng: giá đủ hấp dẫn để dự án có thể đầu tư và huy động vốn, nhưng không tạo ra chi phí bất hợp lý cho hệ thống điện.

Phân vùng chỉ là bước đầu của bài toán hoàn thiện cơ chế giá

Một tác động quan trọng khác của dự thảo là khả năng cải thiện điều kiện đàm phán giá điện và huy động vốn cho các dự án.

Khung giá tối đa không phải giá điện cuối cùng, nhưng nó tạo ra giới hạn rất quan trọng trong đàm phán hợp đồng mua bán điện. Với những dự án có suất đầu tư lớn, thời gian thu hồi vốn dài, khả năng vay vốn phụ thuộc đáng kể vào việc mức giá có đủ bảo đảm dòng tiền hay không.

Nếu khung giá được xác định sát hơn với điều kiện từng khu vực, nhà đầu tư sẽ có cơ sở tốt hơn để xây dựng phương án tài chính. Tuy nhiên, để đạt được mục tiêu này, phương pháp tính cần tính đến nhiều yếu tố hơn việc đơn thuần phân chia địa bàn, như suất đầu tư, chi phí vốn, sản lượng điện kỳ vọng, hệ số công suất, chi phí đấu nối và các rủi ro đặc thù.

Nói cách khác, phân vùng chỉ là bước đầu; chất lượng của cơ chế giá phụ thuộc vào dữ liệu và phương pháp tính phía sau nó.

Điểm đáng chú ý khác trong dự thảo là việc chuyển trách nhiệm tính toán, trình khung giá phát điện hằng năm từ EVN sang Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện. Theo cơ quan soạn thảo, thay đổi này nhằm tăng tính khách quan khi đơn vị xác định giá không đồng thời là bên mua điện.

Về nguyên tắc, đây là hướng điều chỉnh đáng chú ý. Khi khung giá ngày càng có ảnh hưởng lớn đến đàm phán giữa các dự án và bên mua điện, yêu cầu về tính khách quan, minh bạch của dữ liệu và phương pháp tính càng trở nên quan trọng.

Tuy nhiên, chuyển trách nhiệm từ một đơn vị sang đơn vị khác mới chỉ giải quyết một phần vấn đề. Thị trường cần biết khung giá được tính dựa trên dữ liệu nào, các giả định về chi phí ra sao và vì sao mức giá giữa các vùng hoặc địa phương có sự khác biệt. Nếu phương pháp không đủ minh bạch, việc thay đổi đầu mối tính toán sẽ khó tạo ra sự tin cậy cần thiết.

Các đề xuất khác trong dự thảo, như xác định giá tối đa thủy điện trên cơ sở biểu giá chi phí tránh được, bổ sung cách tính đối với các dự án phải đàm phán lại giá theo vốn đầu tư quyết toán, hay đưa ra hai phương án xử lý khoản trợ giá đối với điện rác, cũng cho thấy xu hướng chung là tách bạch hơn các cấu phần hình thành giá và đưa giá điện gần hơn với giá trị kinh tế thực của từng loại nguồn điện.

Với điện nhập khẩu, việc xác định giá tối đa theo loại hình nguồn điện tương ứng tại Việt Nam hoặc theo chi phí biên của hệ thống cũng hướng tới việc kiểm soát giá mua trong mối tương quan với chi phí của hệ thống điện trong nước.

Nhìn tổng thể, đề xuất bỏ cách tính khung giá điện mặt trời, điện gió theo ba miền là bước điều chỉnh có cơ sở thực tiễn. Sau những thay đổi về địa giới hành chính, cách phân chia Bắc - Trung - Nam cần được cập nhật; quan trọng hơn, đặc tính tài nguyên tái tạo đòi hỏi một phương pháp định giá linh hoạt hơn.

Nhưng đây không nên chỉ là câu chuyện thay “ba miền” bằng “các vùng” hay “từng tỉnh”. Mục tiêu cuối cùng phải là xây dựng được cơ chế giá phản ánh đúng chi phí, rủi ro và giá trị của từng nguồn điện, đồng thời tạo đủ dư địa để dự án có thể huy động vốn và triển khai.

Nếu làm được điều đó, thay đổi cách phân vùng sẽ không chỉ giúp khung giá sát thực tế hơn mà còn tạo tín hiệu đầu tư minh bạch hơn, thúc đẩy nguồn điện phát triển theo đúng lợi thế tài nguyên và nhu cầu của hệ thống.

Ngược lại, nếu chỉ chia nhỏ địa bàn mà thiếu một phương pháp tính giá đủ khoa học, minh bạch, cải cách có thể chỉ dừng ở việc thay đổi cách tính trên giấy, trong khi những nút thắt về giá, đầu tư và huy động vốn của thị trường điện tái tạo vẫn còn nguyên.