Phản hồi loạt bài 'Mắc cạn' điện mặt trời, điện gió: Cần có cách tính phù hợp, sớm mua điện cho nhà đầu tư

Ông TRẦN ĐĂNG KHOA, Tổng Giám đốc Công ty Cổ phần Aurai Wind Energy:

Phương án của EVN chưa phù hợp thực tế

Cách tính giá điện của EVN cho các dự án ĐMT, ĐG chuyển tiếp tại Văn bản số 6570/EVN-TTĐ ngày 20-11-2022 chủ yếu dựa vào thông tin của Báo cáo nghiên cứu khả thi (FS) cùng một số thông tin trong giai đoạn thiết kế sau (thiết kế kỹ thuật và hợp đồng vay vốn).

Về cơ bản, các dự án đều được phát triển, hoàn thành trong giai đoạn thời hạn cơ chế giá FIT nên phần lớn các hồ sơ này không chú trọng nhiều về xây dựng chuẩn xác tổng mức đầu tư, các chỉ tiêu tài chính của dự án (do giá đã được ban hành cố định), mà chỉ thực hiện cho các giải pháp công nghệ, thiết kế công trình.

Trong khi đó, đề xuất áp giá ĐMT dựa trên kết quả tính toán dự án của EVN như Nhà máy Phước Thái 2, 3 đang trong giai đoạn đầu tư, trong đó thiết kế kỹ thuật chưa được cấp có thẩm quyền thẩm định. Cách tiếp cận này không thể áp dụng cho các dự án của các doanh nghiệp ngoài nhà nước thực hiện. Bởi dự án của EVN không có áp lực về tiến độ.

Thực tế các dự án ĐMT Phước Thái (1, 2 và 3) được bổ sung quy hoạch từ năm 2017, nhưng đến nay mới hoàn thành dự án Phước Thái 1, các dự án còn lại đang ở giai đoạn chuẩn bị xây dựng. Các chi phí dự án, đặc biệt chi phí đền bù giải phóng mặt bằng, đều được EVN thực hiện theo đúng đơn giá, đây là một trong những nguyên nhân khiến các dự án của EVN triển khai chậm tiến độ.

Ngoài ra, EVN là một tổ chức lớn với nhiều đơn vị thành viên, chủ động trong các công tác về giá điện, đấu nối, tư vấn, quản lý dự án nên các chi phí liên quan đến phát triển dự án, lập, phê duyệt hồ sơ đều thấp hơn rất nhiều so với doanh nghiệp tư nhân. Về công nghệ áp dụng, thực tế ở dự án Phước Thái 1 cho thấy, công nghệ của EVN sử dụng cũ hơn so với các dự án của nhà đầu tư bên ngoài.

Cụ thể, giai đoạn triển khai của dự án Phước Thái 1 là năm 2019-2020, trong khi các nhà đầu tư bên ngoài đã sử dụng tấm năng lượng mặt trời công nghệ Mono và gam công suất từ 450-500Wp, thì công nghệ áp dụng của Phước Thái 1 vẫn là Poly (hiệu suất thấp hơn) và gam công suất thấp hơn (330Wp). Ngoài ra, EVN có năng lực tiếp cận được nhiều nguồn vốn trong và ngoài nước có chi phí hợp lý, nên việc sử dụng dữ liệu đầu vào từ các dự án do EVN đầu tư để tính toán cho các dự án của các nhà đầu tư khác là không phù hợp.

Nhiều trụ điện gió của dự án Hanbaram Ninh Thuận không quay vì không được mua điện. Ảnh: LƯƠNG THIỆN

* Ông THOMAS JAKOBSEN, Giám đốc điều hành Công ty TNHH Indochina Energy Partners:

Đơn giản hóa thủ tục, tạo môi trường đầu tư thuận lợi

Chúng tôi gắn bó đầu tư với Việt Nam về lĩnh vực năng lượng sạch hơn 10 năm nay. Hiện doanh nghiệp đang đầu tư ĐMT, chủ yếu là những dự án công trình tự dùng. Theo kế hoạch, chúng tôi sẽ đầu tư tiếp vào dự án ĐMT tại Việt Nam nếu các quy định, thủ tục đang vướng mắc được tháo gỡ, minh bạch, thuận lợi hơn.

Thực tế cho thấy, Quyết định số 11/2017/QĐ-TTg và Quyết định số 13/2020/QĐ-TTg của Thủ tướng Chính phủ về cơ chế khuyến khích phát triển các dự án ĐMT tại Việt Nam rất đúng đắn, tạo điều kiện cho doanh nghiệp phát triển nhanh công suất trong thời gian ngắn. Đến nay, về cơ bản, các mục tiêu trên đã đạt được; các dự án được gắn trên mái nhà các hộ dân, khu công nghiệp, các trang trại nông nghiệp đã đáp ứng phần nào nhu cầu tiêu thụ điện tại chỗ. Tuy nhiên, quá trình phát triển ĐMT mái nhà trong thực tiễn đã xuất hiện những khó khăn, vướng mắc, các quy định điều kiện lắp đặt vẫn chưa rõ ràng, thiếu tính nhất quán.

Cụ thể, quy định khác nhau của các địa phương hay các bộ ngành về quản lý xây dựng, đất đai; hồ sơ về an toàn công trình xây dựng và an toàn phòng chống cháy nổ, vấn đề nghiệm thu cũng chưa có hướng dẫn rõ ràng… đang gây lúng túng cho các doanh nghiệp đầu tư lẫn công ty điện lực.

Bên cạnh đó, ĐMT bùng nổ nhanh từ năm 2019, nhưng cơ sở hạ tầng điện chưa phát triển tương xứng với tiềm năng, đã gây áp lực lớn lên cơ sở hạ tầng. Đây cũng là lý do chính sách mua bán điện của EVN đã dừng lại từ cuối năm 2020. Những thay đổi về chính sách thuế, phí, giá cả, quy hoạch, kế hoạch phát triển… khiến chủ đầu tư phân vân khi đầu tư lắp đặt ĐMT.

Do đó, để đảm bảo phát triển ĐMT bền vững và hài hòa với các nguồn năng lượng khác, bên cạnh việc tính toán phê duyệt tổng công suất lắp đặt và phát điện phù hợp với mục tiêu từng giai đoạn, Việt Nam cần xây dựng các chính sách một cách toàn diện hơn. Chính phủ cần hoàn thiện các cơ chế chính sách, có những giải pháp đột phá trong việc đơn giản hóa thủ tục hành chính, tạo môi trường đầu tư thuận lợi để hợp tác phát triển và thực hiện các dự án về chuyển đổi năng lượng.

* Bà PHẠM THỊ KIM THÚY, Thư ký Hiệp hội Năng lượng sạch Việt Nam:

Cần tính đến trường hợp bất khả kháng vì dịch Covid-19

Nghị quyết số 55-NQ/TW ngày 11-2-2020 của Bộ Chính trị về định hướng Chiến lược phát triển năng lượng quốc gia của Việt Nam đến năm 2030, tầm nhìn đến năm 2045 và Quyết định số 37/2011/QĐ-TTg ngày 29-6-2011 của Thủ tướng Chính phủ về cơ chế hỗ trợ phát triển các dự án ĐG tại Việt Nam… là những chủ trương, quyết định đúng đắn, phù hợp với cam kết của Việt Nam tại Hội nghị Thượng đỉnh về Biến đổi khí hậu của Liên hiệp quốc (COP26).

Chính điều này đã khuyến khích cộng đồng doanh nghiệp hưởng ứng tham gia. Tuy nhiên, vướng mắc nảy sinh khi quy định về thời hạn hoàn thành dự án khiến doanh nghiệp không kịp trở tay, dẫn đến hàng loạt dự án không thể đưa vào sử dụng, gây tổn thất rất lớn. Tổn thất của doanh nghiệp cũng chính là tổn thất của xã hội. Hiện có 5 dự án hoặc phần dự án ĐMT công suất hơn 452MW đang chờ xác định giá điện và 62 dự án ĐG với tổng công suất gần 3.480MW đã đầu tư xây dựng nhưng chưa thể phát điện, ước tính lãng phí 200.000 tỷ đồng!

Trên thực tế, các dự án bị chậm tiến độ so với quy định có yếu tố khách quan là trùng vào thời điểm bùng phát dịch Covid-19. Đây được xem là trường hợp bất khả kháng, do đó cần thiết phải gia hạn cho doanh nghiệp. Nhưng vì quy định cứng nhắc mà hiện nay rất nhiều dự án ĐG ngoài việc tổn thất hàng trăm tỷ đồng mỗi tháng do chi phí bảo trì, lãi vay… còn phải gánh một khoản phí vận hành (O&M) rất lớn, mặc dù không được phát điện nhưng vẫn phải thuê chuyên gia nước ngoài vận hành và bảo trì.

Do đó, chúng tôi kiến nghị Chính phủ, các bộ ngành cho phép các dự án này được đấu nối vào hệ thống điện quốc gia, tiến hành các thí nghiệm, thử nghiệm và cho phép đưa vào vận hành phát điện. Trước mắt, EVN có thể tạm thanh toán tiền điện tương đương phí O&M, hoặc ghi nhận chỉ số và thanh toán sau khi cơ chế giá điện chính thức được ban hành.

Điều này cũng tháo gỡ phần nào khó khăn cho các chủ đầu tư. Dự án được nghiệm thu, công trình vận hành đạt chất lượng mới có thể để chuyên gia nước ngoài trở về nước, giảm chi phí cho chủ đầu tư. Còn hiện nay, các chuyên gia vẫn ở lại chờ thông báo vận hành bàn giao, các chủ đầu tư phải thanh toán các khoản phí chờ đợi của chuyên gia bằng ngoại tệ!

Đối với giá đề xuất của EVN tại văn bản số 6570/EVN-TTĐ ngày 20-11-2022, chúng tôi nhận thấy chưa phù hợp, các số liệu tính toán chưa sát thực tế, dẫn đến khung giá điện quá thấp. Bởi ở các nhà máy ĐG, 100% vật tư máy móc đều nhập khẩu và thuê chuyên gia nước ngoài, do đó không thể tính toán “cào bằng”.

Chúng tôi đề nghị Bộ Công thương ban hành cơ chế chính thức cho các dự án chuyển tiếp trong thời gian sớm nhất, có thể trong tháng 12-2022. Các nhà đầu tư đã mỏi mòn chờ đợi, từ ngày hết hạn giá FIT đã hơn 1 năm, việc kéo dài thời gian chờ đợi dẫn đến nguy cơ phá sản của các nhà đầu tư ĐMT và ĐG chuyển tiếp càng cao.

QUỐC HÙNG - LẠC PHONG