Trong bối cảnh nguồn nhiên liệu hoá thạch ngày càng cạn kiệt, nhiệt điện có nguy gây ô nhiễm, thuỷ điện khai thác đã tới hạn… thì việc nghiên cứu, bổ sung và dần thay thế nguồn nhiệt điện, thuỷ điện bằng năng lượng tái tạo từ gió, mặt trời... là xu hướng tất yếu của thế giới và Việt Nam. Tại Việt Nam, do là lĩnh vực mới, liên quan đến nhiều cơ quan quản lý nên các quy định, chính sách, pháp luật vẫn chưa theo sát được các vấn đề phát sinh trong lĩnh vực năng lượng tái tạo... khiến công cuộc phát điện bị chậm trễ.
_________________
Phát triển năng lượng điện tái tạo đang là vấn đề cấp bách cần được nhà nước ưu tiên hàng đầu, thế nhưng, hàng loạt nhà đầu tư đang rơi vào cảnh thấp thỏm lo phá sản, còn ngân hàng đối mặt nguy cơ nợ xấu 58 nghìn tỉ đồng từ 34 dự án điện gió, điện mặt trời. Tất cả chỉ vì… cơ chế giá.
 |
“Ông lớn” như Trungnam Group đã phải “kêu cứu” Chính phủ sau khi Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) dừng khai thác phần công suất hơn 172 MW vì chưa có cơ chế giá của các nhà máy điện mặt trời từ ngày 1/1/2022. Doanh nghiệp Trung Nam cho hay, Nhà máy điện mặt trời tại xã Phước Minh, huyện Thuận Nam, tỉnh Ninh Thuận kết hợp với đầu tư Trạm biến áp 500 kV Thuận Nam và các đường dây 500 kV, 220 kV (gọi tắt là Dự án 450 MW) là dự án đầu tiên do doanh nghiệp tư nhân đầu tư, xây dựng tại Việt Nam với tổng vốn đầu tư hơn 12.000 tỉ đồng, trong khi, chi phí nhà đầu tư phải bỏ ra cho việc vận hành, truyền tải lên đến hơn 200 tỉ đồng.
Tương tự với Nhà máy điện mặt trời Phù Mỹ (tỉnh Bình Định) có công suất 114 MW, tổng vốn đầu tư hơn 2.000 tỉ đồng, dù đã hoàn thành giai đoạn 2 trong quý I/2022 nhưng vẫn không thể vận hành. Mỗi tháng phải trả lãi ngân hàng hàng trăm tỉ”, ông Phạm Minh Tuấn, Tổng Giám đốc Công ty Cổ phần phát triển tầm nhìn Năng lượng sạch cho hay.
Thực cảnh “cơm chẳng lành, canh chẳng ngọt” về đầu tư, mua bán điện gió, điện mặt trời cũng xảy ra tại nhiều địa phương vùng duyên hải miền Trung và Tây Nguyên. Theo tìm hiểu, mỗi công trình đầu tư sản xuất điện gió và điện mặt trời thường vay tới 80 - 90% vốn ngân hàng. Mỗi MW điện mặt trời đầu tư vốn khoảng 13 - 14 tỉ đồng. Nếu nắng to thì thu được khoảng 250 triệu đồng, còn mưa thì khoảng 170 triệu đồng. Theo các doanh nghiệp, mức thu này chỉ vừa đủ trả lãi ngân hàng, chứ chưa thể tính đến có lãi. Ông Bùi Văn Thịnh, Chủ tịch Hiệp hội Điện gió và mặt trời tỉnh Bình Thuận, bày tỏ lo lắng:“Tình trạng kéo dài gần 2 năm, khi dự án ngưng lại thì tất cả thiết bị vận hành cũng sẽ mòn theo năm tháng, kéo theo sự lãng phí về nguồn lực rất lớn”.
 |
Khung giá mà Bộ Công Thương đưa ra không phù hợp với thực tế mà nhà đầu tư đã bỏ vốn. |
Năm 2022, Bộ Công Thương đã đề xuất Chính phủ cho triển khai tiếp các dự án điện năng lượng mặt trời, để năm 2030 vận hành thương mại gần 2.430 MW điện mặt trời, theo như tính toán trong dự thảo Quy hoạch điện VIII, với 175 dự án điện mặt trời được phê duyệt, bổ sung quy hoạch, với tổng công suất 15.301 MW. Nhưng tháng 5/2022, Bộ Công Thương có văn bản xin ý kiến Chính phủ về hướng xử lý với số dự án điện mặt trời phải giãn tiến độ đến sau năm 2030. Đây là các dự án có trong quy hoạch, đã được chấp thuận đầu tư hoặc có trong quy hoạch nhưng chưa được chấp thuận đầu tư (với công suất khoảng 4.136 MW).
Đề nghị này khác với các báo cáo trước đây, nên Thủ tướng yêu cầu Bộ Công Thương có quan điểm rõ ràng, đề xuất hướng xử lý. Ở lần giải trình gửi Thủ tướng đầu tháng 7/2022, Bộ Công Thương đề xuất cho triển khai tiếp khoảng 2.428 MW để vận hành thương mại tới năm 2030. Trong đó, các dự án hoặc phần dự án điện mặt trời đã hoàn thành thi công là gần 453 MW (ước tính tổng số tiền đã đầu tư khoảng 11.800 tỷ đồng); các dự án đã quy hoạch, chấp thuận nhà đầu tư nhưng chưa vận hành gần 1.976 MW. Lý do được đưa ra là để “tránh rủi ro pháp lý, khiếu kiện và đền bù cho các nhà đầu tư”.
 |
Ngày 7/1/2023, Bộ Công Thương đã có Quyết định số 21/QĐ-BCT ban hành khung giá phát điện nhà máy điện mặt trời, điện gió chuyển tiếp. Khung giá này sẽ là cơ sở để Tập đoàn Điện lực Việt Nam và đơn vị phát điện mặt trời, điện gió chuyển tiếp quy định tại điểm b khoản 2 Điều 1 Thông tư số 15/2022/TT-BCT thoả thuận giá phát điện theo quy định.
Tuy nhiên, tính đến hết ngày 20/3/2023, mới có 1 nhà đầu tư dự án điện tái tạo chuyển tiếp gửi hồ sơ dự án để chuẩn bị cho việc đàm phán hợp đồng mua bán điện và giá điện theo các văn bản chỉ đạo, hướng dẫn của Bộ Công Thương, trong khi đáng lẽ các nhà đầu tư phải rất sốt sắng, bởi chậm ngày nào, lỗ chồng lỗ ngày đó. Lý do vì sao?
 |
Theo các nhà đầu tư, do ảnh hưởng nặng nề của đại dịch COVID-19, có 84 dự án năng lượng tái tạo với tổng công suất là 4.871,62 MW (trong đó gồm có 4.184,8 MW điện gió và 491,82 MW điện mặt trời) đã bị chậm tiến độ vận hành thương mại (COD) so với kế hoạch (dự án chuyển tiếp). Trong đó, 34 dự án chuyển tiếp (28 dự án điện gió, 6 dự án điện mặt trời) tổng công suất gần 2.091 MW đã hoàn thành thi công, thử nghiệm. Việc chậm tiến độ làm cho các dự án này không kịp hưởng giá điện cố định (FIT) như được quy định tại Quyết định số 39/2018/QĐ-TT với điện gió và Quyết định số 13/2020/QĐ-TTg với điện mặt trời.
Nhưng với một loạt các chính sách áp dụng cho các dự án chuyển tiếp gần đây được Bộ Công Thương ban hành như: Thông tư số 15/2022/TT-BCT ngày 3/10/2022 quy định về phương pháp xây dựng khung giá phát điện nhà máy điện mặt trời, điện gió chuyển tiếp; Quyết định số 21/QĐ-BCT ngày 7/1/2023 ban hành khung giá điện nhà máy điện mặt trời, điện gió chuyển tiếp; Thông tư số 01/2023/TT-BCT ngày 19/1/2023 về bãi bỏ một số quy định tại các Thông tư 02 và Thông tư 18 quy định thực hiện phát triển dự án điện gió, điện mặt trời và hợp đồng mua bán điện mẫu. Với cả “rừng” quy định và không có phương án tính giá cụ thể thì khung giá này sẽ gây ra những bất cập về pháp lý cũng như về hiệu quả tài chính cho nhà đầu tư, khiến doanh nghiệp có thể lâm vào tình trạng thua lỗ và phá sản. Bởi theo tính toán, tổng vốn đầu tư của 34 dự án đã hoàn thành đầu tư xây dựng gần 85.000 tỉ đồng, trong đó 58.000 tỉ đồng là vốn vay ngân hàng. Số tiền này sẽ không thể thu hồi, thậm chí vỡ phương án tài chính với khung giá phát điện mới này, khi đã phải chờ đợi trong thời gian dài để Chính phủ ban hành cơ chế giá phát điện mới, làm tiền đề cho việc thỏa thuận giá bán điện với EVN.
36 doanh nghiệp đầu tư điện gió, điện mặt trời chuyển tiếp đã có văn bản gửi Thủ tướng Chính phủ kiến nghị khắc phục những bất cập trong cơ chế giá phát điện.
Tại hội nghị đối thoại trực tiếp giữa EVN, Bộ Công Thương với các chủ đầu tư dự án năng lượng tái tạo, điện gió ngày 22/3 vừa qua, các doanh nghiệp tiếp tục bày tỏ những quan ngại trước khung giá mà Bộ Công Thương đưa ra và cho rằng “có phần vội vàng”, không tham khảo ý kiến của nhà đầu tư; cộng thêm việc khung này không được một đơn vị tư vấn độc lập kiểm định nên không phù hợp với thực tế, đi ngược với chủ trương khuyến khích đầu tư năng lượng sạch.
 |
Bà Nguyễn Thị Thanh Bình, Phó Tổng Giám đốc Tập đoàn T&T cho rằng: “Bộ Công Thương cần nghiên cứu và ban hành mức khung giá phát điện mới cũng như ban hành các thông tư mới về các hợp đồng mua bán điện mẫu áp dụng cho các dự án điện gió chuyển tiếp và các dự án điện mặt trời chuyển tiếp với việc cần giữ lại các chính sách khuyến khích cho năng lượng tái tạo với thời hạn áp dụng giá mua điện cho dự án chuyển tiếp là 20 năm; sớm hoàn thiện cơ chế mua bán điện trực tiếp để đưa thị trường bán buôn điện cạnh tranh vào hoạt động, bởi nhiều đơn vị sử dụng điện lớn đã sẵn sàng mua điện từ các dự án này; huy động công suất của các dự án đã hoàn tất xây dựng trong thời gian chờ sửa khung giá phát điện; chuyển đổi tiền mua điện sang USD và được điều chỉnh theo biến động tỉ giá”. Theo bà Bình đây là vấn đề cần được xem xét sớm bởi hiện “mỗi tuabin điện gió đầu tư 150 tỉ đồng đang đứng im hơn một năm qua”.
Ông Phạm Lê Quang (Tập đoàn Phát triển Dự án Năng lượng RCG) cho rằng: “Giá điện hiện nay quá là rủi ro với nhà đầu tư. EVN tính trên cơ sở nào rồi giảm đi 10%, trong khi lợi nhuận của dự án chỉ từ 10-12%, giá thấp như vậy thì lấy đâu để thu hồi vốn”. Doanh nghiệp này kiến nghị, giá hợp lý khoảng 7cent/MW.
 |
EVN cho biết để triển khai được hợp đồng mua bán điện cần có cụ thể quy định về phương pháp tính giá điện, nhưng đến nay, Bộ Công Thương vẫn chưa có hướng dẫn cách tính giá điện dù Công ty Mua - bán điện (EPTC) đã lập 3 tổ rà soát hồ sơ, đàm phán giá điện. EPTC đề xuất phương pháp tính giá sẽ gồm hai thành phần, là giá cố định và giá vận hành, bảo dưỡng (tương tự các nhà máy thuỷ điện). Giá cố định xác định theo phương pháp dòng tiền tương tự phương pháp quy định tại Thông tư 57/2020 với các thông số đầu vào, như tổng mức đầu tư, thông số tài chính theo thực tế vay, giải ngân. Theo EVN, nguyên tắc xác định giá này, đảm bảo để các chủ đầu tư trả các khoản chi phí hợp lý toàn bộ vòng đời kinh tế dự án; tỉ suất sinh lời nội tại (IRR) dự án không quá 12% và giá hợp đồng mua bán điện nằm trong khung giá Bộ Công Thương ban hành.
 |
Hồi đáp từ Bộ Công Thương, ông Phạm Nguyên Hùng, Phó Cục trưởng Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo 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 và 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 đề nghị nhà đầu tư hợp tác với EVN và làm thủ tục theo đúng quy trình, tuân thủ quy định của pháp luật.
Theo thông tin từ EVN, tính đến hết ngày 20/3/2023, mới chỉ có 1/85 nhà đầu tư dự án điện tái tạo chuyển tiếp gửi hồ sơ dự án về EPTC để chuẩn bị cho việc đàm phán hợp đồng mua bán điện và giá điện theo các văn bản chỉ đạo, hướng dẫn của Bộ Công Thương mà lẽ ra, các nhà đầu tư phải sốt sắng. Bộ Công Thương đã có văn bản đề nghị EVN phải thống nhất giá điện trước ngày 31/3, nhưng sau hội nghị đối thoại với EVN, các nhà đầu tư vẫn chưa nhận được câu trả lời rõ ràng; đến khi nào có phương án giá hợp lý, đảm bảo quyền lợi các bên vẫn bỏ ngỏ, đồng nghĩa với hàng nghìn MW điện không thể lên lưới, gây lãng phí nguồn lực nghiêm trọng.
