Hàng loạt dự án “đắp chiếu”
Ngành điện vốn là xương sống của quốc gia. Thời gian qua, nhằm góp phần bảo đảm an ninh năng lượng quốc gia, góp phần cho mục tiêu giảm phát thải, nhiều dự án năng lượng tái tạo chuyển tiếp đã hoàn thành nhưng phải chịu cảnh “đắp chiếu” đến 24 tháng vừa qua.
Tháng 3 vừa qua, 36 nhà đầu tư điện sạch đã cùng ký văn bản kiến nghị Thủ tướng về những bất cập trong cơ chế giá phát điện với điện gió, điện mặt trời làm cho 34 nhà máy điện đã đầu tư xong nhưng không thể bán điện cho EVN.
Các nhà đầu tư cho biết trong những năm qua do ảnh hưởng của dịch Covid-19, có 84 dự án điện tái tạo với công suất khoảng 4.676,62 MW đã bị chậm tiến độ vận hành thương mại so với kế hoạch (các dự án chuyển tiếp).
Tháng 3 vừa qua, 36 nhà đầu tư điện sạch đã cùng ký văn bản kiến nghị Thủ tướng về những bất cập trong cơ chế giá phát điện với điện gió, điện mặt trời làm cho 34 nhà máy điện đã đầu tư xong nhưng không thể bán điện cho EVN.
Và trong số các dự án chuyển tiếp này, hiện nay có 34 dự án (bao gồm 28 dự án điện gió và 6 dự án điện mặt trời), với tổng công suất phát điện 2.090,97 MW, đã hoàn thành đầu tư xây dựng nhà máy, vượt qua giai đoạn thử nghiệm, đủ điều kiện phát điện lên lưới, nhưng các nhà đầu tư phải nằm chờ cơ chế giá phát điện - cơ sở để nhà đầu tư các nhà máy và Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) thỏa thuận giá mua bán điện.
Các nhà đầu tư dự án cho biết, tính đến thời điểm hiện tại, 6 nhà máy điện mặt trời đã nằm chờ cơ chế hơn 26 tháng, và 28 nhà máy điện gió phải nằm chờ cơ chế khoảng 16 tháng.
Tổng vốn đầu tư 34 dự án điện gió, điện mặt trời đã hoàn thành nhưng không bán được điện lên hệ thống điện quốc gia theo tính toán của các nhà đầu tư lên tới khoảng 85.000 tỷ đồng, trong đó có 58.000 tỷ đồng là vốn vay ngân hàng.
Vì vậy, các nhà đầu tư dự án cho biết đang phải đối mặt với nguy cơ vỡ phương án tài chính dự án, nợ xấu doanh nghiệp gia tăng, ngân hàng khó thu hồi vốn.
Về lâu dài, nếu cơ chế giá bán điện gió, điện mặt trời không đạt hiệu quả sẽ dẫn đến việc dừng hoặc chậm đầu tư các dự án điện, dẫn tới không bảo đảm an ninh năng lượng, khó thực hiện được các cam kết về chuyển đổi năng lượng, giảm phát thải carbon và lộ trình cắt giảm khí thải của Chính phủ.
Doanh nghiệp nói gì về giá bán điện?
Ông Trần Minh Tiến, chủ bốn dự án điện gió tại Gia Lai và Quảng Trị, cho biết cả bốn nhà máy đều rơi vào diện dự án chuyển tiếp, chưa thể bán điện suốt một năm rưỡi. Theo ông Tiến, không phải chủ đầu tư không muốn đàm phán với EVN mà do quy định có những khó khăn trong hồ sơ.
 |
EVN yêu cầu phải đầy đủ hồ sơ mới được đàm phán, nhưng các hồ sơ này bao gồm rất nhiều vấn đề hồ sơ đất đai, chủ trương đầu tư, các thỏa thuận chuyên ngành, trong đó nhiều giấy tờ đã hết hạn nên rất khó để chủ đầu tư hoàn tất các thủ tục này trong thời gian gấp rút.
Ngoài ra, theo các doanh nghiệp, với mức giá trần đàm phán thấp hiện nay, các nhà đầu tư sẽ khó thu hồi được vốn. Bởi phương án tài chính ban đầu được các doanh nghiệp tính toán dựa trên mức giá 8,5 cent/kWh, nhưng hiện nay giá giảm 21-29% khiến bài toán tài chính khó khăn. Bên cạnh đó, chính sách mới đã bãi bỏ trách nhiệm mua hết công suất đối với các nhà máy điện của EVN càng đẩy các chủ đầu tư vào thế khó.
Đối với các dự án điện gió, theo đề nghị của EVN, giá phát điện tạm đối với các dự án điện gió bằng 50% của giá khung theo Quyết định số 2/QĐ-BCT ngày 7/1/2023 ban hành bởi Bộ Công thương và không hồi tố. Tuy nhiên, tham khảo một dự án điển hình đã vận hành tròn năm 2022 với quy mô công suất 50 MW, 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 140 GWh 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.
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 năng lượng tái tạo 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% - 28%.
Cơ quan quản lý nói gì?
Liên quan đến những kiến nghị của chủ đầu tư 85 dự án điện mặt trời và năng lượng tái tạo không kịp tiến độ, ông Phạm Nguyên Hùng, Phó Cục trưởng Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo (Bộ Công thương) cho rằng, các cơ chế ưu đãi trước đây đã được thực hiện trong thời hạn nhất định nên khi hết giá ưu đãi (giá FIT), sẽ phải thực hiện theo cơ chế chuyển tiếp.
 |
Ông Hùng cũng khẳng định, các doanh nghiệp vẫn đang được hưởng các chính sách ưu đãi năng lượng tái tạo như việc vẫn áp dụng thời hạn giá trong 20 năm với điện gió chuyển tiếp. Bộ Công thương đã đề nghị EVN hướng dẫn nhà đầu tư quy trình. Trường hợp tài liệu còn thiếu, sẽ cho phép nhà đầu tư tiếp tục bổ sung, tuân thủ đúng quy định pháp luật.
Thực tế phải ghi nhận, rất nhiều nhà đầu tư điện gió, điện mặt trời không có kinh nghiệm, đặc biệt là về hạ tầng điện. Trong số các dự án đang triển khai đã có vi phạm nên bản thân địa phương và các cơ quan quản lý không thể bỏ qua các sai phạm đó để nghiệm thu cho dự án.
Cùng đó, ngay khi lập đề án, chủ đầu tư ngoài tính theo mức giá FIT cũng phải có bài toán nếu không đạt mức giá FIT thì hiệu quả dự án sẽ ra sao, khi bắt tay làm dự án, nếu không kịp tiến độ đề ra của Chính phủ thì phương án của doanh nghiệp thế nào.
Ông Phạm Nguyên Hùng khẳng định: “Với những dự án đã đầu tư rồi, giờ phải chấp nhận giảm lợi nhuận xuống. Thay vì theo tính toán chỉ cần 8 đến 10 năm là hoàn vốn thì giờ phải chấp nhận kéo dài thời gian hoàn vốn lên 12, thậm chí 15 năm. Thực tế, qua làm việc, nhiều doanh nghiệp ngoài ngành nhảy vào đầu tư chưa hiểu rõ các quy trình cũng như những vướng mắc trong triển khai dự án. Giờ các dự án phải khẩn trương hoàn thiện hồ sơ, làm đầy đủ các thủ tục đúng theo quy định”.
Đức mở rộng mạng lưới điện gió
Việt Nam, Đan Mạch hợp tác điện gió ngoài khơi
Lâm Đồng xử phạt chủ đầu tư dự án điện gió về hành vi “chiếm đất”
Về phía EVN, EVN cho rằng đã nhiều lần có các đề nghị các chủ đầu tư nhanh chóng nộp hồ sơ cho Công ty Mua bán điện nhưng đến hết ngày 31/3/2022, mới chỉ có 6/85 chủ đầu tư nộp hồ sơ nên các bên cần phải xích lại hợp tác. EVN sẽ hết sức hợp tác và có gì vướng mắc sẽ báo cáo Bộ Công thương.
Tuy nhiên, điều kiện EVN đưa ra là giá phát điện tạm đối với các dự án điện gió bằng 50% của giá khung theo Quyết định số 21/QĐ-BCT ngày 7/1/2023 ban hành bởi Bộ Công thương và không hồi tố. Như phân tích ở trên, điều kiện này sẽ gây khó khăn rất lớn cho nhà đầu tư.
