Doanh nghiệp điện gió, điện mặt trời tiếp tục gửi kiến nghị đến Thủ tướng Chính phủ

Một dự án điện gió đã được triển khai, xây dựng (ảnh minh họa).

Doanh nghiệp điện gió, điện mặt trời liên tiếp kêu cứu

Trước đó, 36 nhà đầu tư các dự án điện gió, điện mặt trời cũng đã có đơn kiến nghị gửi đến Thủ tướng Chính phủ (ngày 10/3/2023) đề xuất Chính phủ chỉ đạo xem xét lại các quy định về Khung giá phát điện nhà máy điện mặt trời, điện gió chuyển tiếp ban hành tại Quyết định số 21/QĐ-BCT ngày 07/01/2023 (Quyết định 21), Thông tư số 01/2023/TT-BCT ngày 19/01/2023 (Thông tư 01) phù hợp với thực tiễn ngành Điện nói chung và thực tế đầu tư của các dự án.

Được biết, ngày 20/3/2023, Văn phòng Chính phủ đã có Thông báo số 83/TB-VPCP truyền đạt kết luận của Phó Thủ tướng Chính phủ Trần Hồng Hà chỉ đạo Bộ Công Thương (BCT) khẩn trương rà soát, xử lý theo thẩm quyền các vấn đề liên quan đến các dự án điện gió, điện mặt trời chuyển tiếp. Thủ tướng Chính phủ và Phó Thủ tướng Chính phủ cũng đã có văn bản yêu cầu BCT báo cáo Thủ tướng Chính phủ kết quả xử lý kiến nghị của các nhà đầu tư trước ngày 15/4/2023.

Tuy nhiên, đến thời điểm hiện tại theo thông tin từ các nhà đầu tư nộp hồ sơ và đề nghị tham gia đàm phán với Công ty Mua bán điện (EVN-EPTC), nhiều hồ sơ nộp chưa được chấp thuận đủ điều kiện đàm phán (trong đó có một số lý do khách quan như dự án được duyệt ở Quy hoạch điện VII đã hết hiệu lực trong khi Quy hoạch điện VIII vẫn chưa được ban hành) hoặc tiến độ đàm phán còn rất chậm do còn thiếu các văn bản hướng dẫn cụ thể làm cơ sở để tính toán giá điện và đàm phán.

Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) cũng đã báo cáo các vướng mắc trong đàm phán giá điện các dự án nhà máy điện gió, mặt trời chuyển tiếp gửi BCT tại Văn bản số 1499/EVN-TTĐ+TCKT ngày 30/3/2023, trong đó nêu các vướng mắc về thời hạn hợp đồng; phương pháp xác định giá đàm phán (phương pháp xác định các thông số đầu vào và nguyên tắc xác định giá điện) dẫn đến việc chưa có cơ sở để hoàn thành công tác đàm phán giá điện. EVN cũng kiến nghị BCT sớm ban hành Phương pháp xác định giá đàm phán và hướng dẫn các vấn đề còn vướng mắc làm cơ sở để EVN và các chủ đầu tư thực hiện.

Để tránh lãng phí nguồn lực xã hội và tháo gỡ khó khăn cho các chủ đầu tư do việc đàm phán dự kiến có thể kéo dài, sớm sử dụng nguồn năng lượng tái tạo (NLTT) từ các dự án điện gió, điện mặt trời đã hoàn thành xây dựng, đủ điều kiện phát điện, góp phần vào lộ trình cắt giảm CO2 theo cam kết của Chính phủ Việt Nam tại COP26, trong đơn kiến nghị mới đây (ngày 28/4/2023) 23 nhà đầu tư có các dự án điện gió, điện mặt trời chuyển tiếp đã hoàn thành xây dựng nhưng chưa được vận hành thương mại mong muốn Thủ tướng Chính phủ tiếp tục xem xét và chấp thuận các kiến nghị:

Tiếp tục yêu cầu BCT rà soát, báo cáo Chính phủ về nội dung kiến nghị của các nhà đầu tư đã gửi tới Thủ tướng Chính phủ, Phó Thủ tướng Chính phủ, BCT vào ngày 10/3/2023 về những khó khăn bất cập trong việc xây dựng và ban hành cơ chế giá phát điện nhà máy điện mặt trời, điện gió chuyển tiếp ban hành tại Quyết định 21 và Thông tư 01.

Chỉ đạo BCT sớm ban hành các quy định hướng dẫn theo thẩm quyền làm cơ sở pháp lý cho EVN và chủ đầu tư đàm phán.

Chỉ đạo BCT, EVN cho phép huy động tạm thời phát điện các dự án điện chuyển tiếp đã hoàn thành đầu tư xây dựng, đáp ứng yêu cầu kỹ thuật vận hành trong thời gian các bên mua bán điện thực hiện đàm phán/ thỏa thuận giá phát điện theo đúng chỉ đạo của Phó Thủ tướng tại Văn bản số 83/TB-VPCP nêu trên. Trong thời gian huy động tạm thời, các nhà đầu tư đề xuất 3 phương án giá tạm: Một là, giá tạm bằng 90% giá trần của khung giá theo Quyết định 21 trong thời gian từ khi huy động cho đến khi các bên mua bán thống nhất giá cuối cùng, không hồi tố; Hai là, giá tạm bằng 50% giá trần của khung giá theo Quyết định 21 trong thời gian huy động tạm thời, sau khi các bên mua bán thống nhất giá cuối cùng EVN sẽ thực hiện thanh toán bằng mức giá đã thống nhất cho toàn bộ thời gian từ thời điểm dự án được huy động sản lượng; Ba là, giá tạm tính bằng 50% giá trần của khung giá theo Quyết định 21 và không thực hiện hồi tố cho giai đoạn tạm. Thời gian huy động tạm này không tính vào thời gian 20 năm hợp đồng mua bán điện chính thức sẽ ký giữa EVN và chủ đầu tư.

Cần một giá phát tạm đảm bảo lợi ích các bên

Xét riêng về giá phát tạm, ngày 26/04/2023 EVN có công văn gửi EPTC đề nghị chỉ đàm phán với những dự án có giá đề xuất tạm dưới 50% và không hồi tố. Theo trao đổi của PV với các nhà đầu tư, tham khảo một dự án điển hình đã vận hành tròn năm 2022 với quy mô công suất 50MW, chi phí đầu tư ước tính khoảng 2.000 tỷ với cấu trúc vốn vay 70% kèm lãi suất hiện tại khoảng 12%/năm, sản lượng trung bình ghi nhận xấp xỉ 140GWh tương đương hệ số công suất 32%, nếu áp dụng giá tạm đề xuất nêu trên thì doanh thu chưa đạt tới 130 tỷ đồng, chắc chắn không thể đủ dòng tiền chi trả chi phí vận hành tuabin cho nhà cung cấp khoảng 30 tỷ đồng (50.000 – 100.000 USD/tuabin) và lãi vay phát sinh gần 170 tỷ đồng. Như vậy nếu không có cơ chế hồi tố, chưa tính tới các chi phí vận hành ngoài thiết bị tuabin (như trạm biến áp, móng tuabin…) thì bất kỳ nhà đầu tư nào chấp nhận giá phát tạm chắc chắn sẽ phải chấp nhận lỗ chi phí vận hành khác cũng như chi phí khấu hao, đồng thời bù dòng tiền hao hụt tối thiểu hơn 70 tỷ đồng và không thể trả nợ gốc cho ngân hàng.

Như vậy, sẽ không khó hiểu khi các nhà đầu tư hiện tại rất khó đồng ý với phương án EVN đưa ra, đặc biệt chưa kể đến động lực để đàm phán tiếp hợp đồng mua bán điện dài hạn từ EVN vì nhiệm vụ giải quyết khâu phát điện cho các nhà máy chuyển tiếp coi như hoàn thành và còn được mua điện giá rẻ. Khi đó thời gian đàm phán hợp đồng càng dài, thì bên mua càng có lợi trong khi bên bán sẽ càng kiệt quệ.

Về các phương án đề nghị của các nhà đầu tư, phương án đầu tiên 90% giá trần không hồi tố, như tính toán của PV doanh thu của dự án sẽ vừa đủ đáp ứng chi phí vận hành và lãi vay cũng như một phần khấu hao nhà máy, chấp nhận thua lỗ một phần. Còn đối với hai phương án giá tạm 50% có hồi tố, hoặc không tính thời gian phát giá tạm vào thời gian hiệu lực hợp đồng 20 năm, đã thể hiện nỗ lực từ các chủ đầu tư sẵn sàng chia sẻ với EVN về áp lực dòng tiền trong thời gian phát tạm và đảm bảo hiệu quả thu hồi vốn của dự án theo giá đàm phán cuối cùng, các phương án này sẽ phù hợp cho các chủ đầu tư làm việc với các định chế tài chính tài trợ cho dự án.

Được biết, tổng dư nợ của các dự án chuyển tiếp hiện tại lên tới 60 ngàn tỷ, do đó cần có sự cân nhắc sâu sắc từ Chính phủ và các cơ quan ban ngành, nếu không rủi ro hiện hữu vi phạm cam kết trả nợ của các dự án này không chỉ ảnh hưởng nội tại đến sự ổn định của hệ thống ngân hàng Việt Nam nói riêng, mà còn tạo hình ảnh không tích cực đến môi trường đầu tư của các doanh nghiệp và định chế tài chính quốc tế nói chung.

Đặc biệt, xét tổng thể về điều kiện thị trường điện Việt Nam giai đoạn hiện tại, giá đầu vào của các loại năng lượng hóa thạch tăng cao cũng đã được phản ánh rõ trong Kế hoạch vận hành thị trường điện 2023 do Cục Điều tiết điện lực - Bộ Công Thương phê duyệt vào cuối năm 2022 trong Quyết định 238/QĐ-ĐTĐL. Theo đó mức trần giá thị trường điện toàn phần (bao gồm giá công suất và giá trần điện năng thị trường) áp dụng cho các nhà máy thủy điện và điện than hiện đang dao động ở mức 1,987 – 2,195 VNĐ/kWh. Thực tế vận hành trong 4 tháng đầu năm 2023, với sự quay trở lại của hiện tượng El Nino giá thực tế giao dịch trên thị trường điện liên tục đạt trần. So sánh với giá khung được ban hành trong Quyết định 21, giá trần áp dụng cho điện gió - loại hình NLTT tương đồng với thủy điện đang được đề xuất thấp hơn giá thị trường điện toàn phần giao dịch (áp dụng cho cả điện than) từ 17% đến 28%.

Qua những số liệu thực tế từ cả nội tại các dự án NLTT chuyển tiếp lẫn điều kiện thị trường điện hiện tại, có thể nhận định rằng đề nghị của các chủ đầu tư về việc xem lại giá khung, cũng như các đề xuất giá phát tạm là phù hợp, không chỉ hài hòa lợi ích của cả bên mua và bên bán điện, đảm bảo an toàn cho hệ thống tài chính và môi trường đầu tư của Việt Nam mà còn góp phần bổ sung nguồn điện sạch với chi phí cạnh tranh trong bối cảnh còn nhiều trở ngại về biến động mạnh của giá nguyên liệu đầu vào cũng như điều kiện thời tiết khó lường đối với các nguồn điện than và thủy điện. Ngoài ra, đối với khung pháp lý đàm phán cũng cần phải được ban hành ngay để các dự án có thể sớm tái ký hợp đồng mua bán điện, đảm bảo cam kết về thu hồi vốn và hiệu quả tài chính cho các định chế tham gia tài trợ.

Văn Minh