Giá điện tạm cho các dự án điện tái tạo chuyển tiếp: Cửa sinh hay cửa tử?

Việc mua năng lượng tái tạo với giá phát điện tạm (đối với các dự án điện chuyển tiếp) như EVN giao EPTC áp dụng, đang đi ngược lại hoàn toàn với chính sách khuyến khích phát triển năng lượng tái tạo và các cam kết của Chính phủ về cắt giảm khí thải carbon.

Đây là một trong những nội dung kiến nghị của hàng chục nhà đầu tư gửi tới Thủ tướng về khắc phục bất cập trong cơ chế đàm phán giá điện và có cơ chế huy động tạm thời nhằm góp phần giảm áp lực chi phí, cũng như tránh nguy cơ phá sản.

Cuối tháng 4 vừa qua, 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) tiếp tục kiến nghị Thủ tướng khắc phục những bất cập trong cơ chế đàm phán giá phát điện, và đề xuất có cơ chế huy động tạm thời các dự án nhằm góp phần giảm áp lực chi phí, dòng tiền, nguy cơ phá vỡ cam kết với các tổ chức tín dụng (đã tài trợ cho dự án), nặng nề hơn là nguy cơ phá sản.

Trước đó, như TheLEADER đã thông tin, các nhà đầu tư đã có đơn kiến nghị đến Thủ tướng (ngày 10/3/2023) về những khó khăn bất cập trong xây dựng và ban hành cơ chế giá phát điện, qua đó 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 21 và Thông tư 01 (cùng ban hành tháng 1/2023) phù hợp với thực tiễn ngành điện và hoạt động đầu tư của các dự án.

Sau đó, Văn phòng Chính phủ thông báo truyền đạt kết luận của Phó thủ tướng Trần Hồng Hà chỉ đạo Bộ Công thương 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. Đáng chú ý, Thủ tướng và Phó Thủ tướng cũng đã yêu cầu Bộ Công thương báo cáo kết quả xử lý kiến nghị của các nhà đầu tư trước 15/4/2023.

Tuy nhiên, văn bản mới nhất của nhóm nhà đầu tư nêu rõ, 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 rất chậm do thiếu các văn bản hướng dẫn cụ thể làm cơ sở tính toán giá điện).

Cuối tháng 3 vừa qua, EVN báo cáo Bộ Công thương về các vướng mắc trong đàm phán giá điện các dự án NLTT chuyển tiếp, như các nội dung liên quan tới 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 chưa có cơ sở để hoàn thành đàm phán giá điện.

Cuối tháng 4/2023, EVN gửi công văn tới Công ty mua bán điện EPTC về đàm phán dự án NLTT chuyển tiếp, trong đó đề cập nội dung xem xét mức giá tạm thời ≤ 50% giá trần khung giá phát điện của Quyết định 21 (tương đương mức giá tạm cho: điện mặt trời mặt đất là khoảng gần 592,5 đồng/kWh, điện gió trong đất liền là khoảng 794 đồng/kWh, điện gió trên biển khoảng 908 đồng/kWh).

Theo đánh giá của các nhà đầu tư, nếu trong trường hợp giá tạm này được thanh toán, không hồi tố và trừ vào thời gian hợp đồng PPA, thì đây sẽ trở thành giá điện thanh toán chính thức. "Việc mua năng lượng tái tạo với mức giá nêu trên đang đi ngược lại hoàn toàn với chính sách khuyến khích phát triển năng lượng tái tạo và các cam kết của Chính phủ về cắt giảm khí thải carbon thông qua phát triển NLTT", nhóm nhà đầu tư nhấn mạnh.

Để tránh lãng phí nguồn lực và tháo gỡ khó khăn cho các chủ đầu tư do việc đàm phán dự kiến có thể kéo dài, sớm sử dụng nguồn NLTT từ các dự án đã hoàn thành xây dựng, đủ điều kiện phát điện, góp phần vào lộ trình cắt giảm CO2 theo cam kết của Chính phủ tại COP26, các chủ đầu tư mong muốn Thủ tướng tiếp tục xem xét và chấp thuận một số kiến nghị cụ thể.

Điển hình gồm: Tiếp tục yêu cầu Bộ Công thương rà soát, báo cáo Chính phủ về nội dung kiến nghị của các nhà đầu tư đã gửi tới Thủ tướng, Phó Thủ tướng, Bộ Công thương 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 Bộ Công thương sớm ban hành các quy định hướng dẫn theo thẩm quyền làm cơ sở pháp lý cho EVN và chủ đầu tư đàm phán.

Các nhà đầu tư cũng kiến nghị việc chỉ đạo Bộ Công thương, 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 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 hoặc;

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.

Chia sẻ với TheLEADER, đại diện một thương hiệu mạnh về phát triển NLTT dẫn chứng tham khảo một dự án điện gió trên bờ điển hình đã vận hành tròn năm 2022 với quy mô công suất 50MW, chi phí đầu tư ước tính khoảng 2.000 tỷ đồng với cấu trúc vốn vay 70% kèm lãi suất hiện tại khoảng 14%/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 bằng tối đa 50% giá trần nêu trên thì doanh thu chưa đạt tới 112 tỷ đồng, chắc chắn không 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 200 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 lỗ chi phí khấu hao, đồng thời phải tìm kiếm nguồn vốn khác bù dòng tiền hao hụt tối thiểu hơn 118 tỷ đồng/năm và không thể trả nợ gốc cho ngân hàng, đại diện một nhà đầu tư cho biết.

Phân tích trên giải thích cho trạng thái 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 với giá siêu 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 từ nhà đầu tư, phương án đầu tiên là đề xuất áp dụng giá tạm tương ứng 90% giá trần không hồi tố. Tính sơ bộ, doanh thu của dự án sẽ chỉ đáp ứng khoảng gần 90% tổng chi phí vận hành và chi phí lãi vay, coi như chủ đầu tư chấp nhận phải bổ sung thêm nguồn vốn khác để chi trả 10% chi phí vận hành trong thời gian đàm phán giá tạm, đồng thời chấp nhận thua lỗ một phần.

Còn đối với 2 phương án còn lại (gồm phương án với giá tạm 50% có hồi tố và phương án ba không tính thời gian phát giá tạm vào thời gian hiệu lực hợp đồng 20 năm), nhóm các nhà đầu tư cho biết đã thể hiện nỗ lực sẵn sàng chia sẻ với EVN về áp lực dòng tiền trong thời gian phát tạm và chấp nhận hiệu quả thu hồi vốn của dự án theo giá đàm phán cuối cùng.

Các phương án này nhìn chung sẽ phù hợp cho các chủ đầu tư làm việc với các định chế tài chính tài trợ cho dự án, mặc dù kết quả của dự án vẫn sẽ thua lỗ.

Được biết tổng dư nợ của các dự án chuyển tiếp hiện tại lên tới khoảng 60.000 tỷ đồng, tương đương 44% tổng dư nợ xấu của toàn ngành ngân hàng Việt Nam thời điểm cuối năm 2022.

"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", nhóm nhà đầu tư khuyến nghị.

Tính tới tháng 3/2023, ghi nhận 34 dự án chuyển tiếp với tổng công suất khoảng 2.091MW (gồm 28 dự án điện gió có tổng công suất khoảng 1.638MW và 6 dự án điện mặt trời với tổng công suất 452,62MWac) đã hoàn tất thi công, hoàn thiện thử nghiệm đảm bảo đủ điều kiện huy động.

Đây là 34 trường hợp thuộc danh mục 84 dự án với tổng công suất khoảng 4.677MW (4.185MW điện gió và 492MWac điện mặt trời) rơi vào tình trạng chậm tiến độ vận hành thương mại (COD) so với kế hoạch. Việc chậm tiến độ này làm cho các dự án không kịp hưởng giá điện cố định (FIT) theo Quyết định 39 năm 2018 và Quyết định 13 năm 2020 của Thủ tướng.