Việc quy định cứng giá mua điện năng lượng tái tạo bằng VND được cho là làm khó nhà đầu tư, bởi bỏ qua yếu tố trượt giá. Ảnh: Đức Thanh
Mười dự án phát điện thương mại
Theo cập nhật của Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN), tới ngày 13/6/2023, đã có 68/85 dự án năng lượng tái tạo chuyển tiếp gửi hồ sơ phục vụ cho việc đàm phán Hợp đồng mua bán điện (PPA) và có 59/85 dự án thống nhất chấp nhận tính giá tạm là 50% giá trần của khung giá theo Quyết định 21/QĐ-BCT trong giai đoạn chưa đàm phán xong PPA.
EVN và chủ đầu tư đã hoàn thành đàm phán giá và ký tắt hợp đồng PPA với 55/59 dự án; trong đó, Bộ Công thương đã phê duyệt giá tạm cho 43 dự án.
Cũng tính tới ngày 13/6/2023, có 11 dự án năng lượng tái tạo chuyển tiếp đã gửi hồ sơ công nhận ngày vận hành thương mại (COD), trong đó có 10 dự án/phần dự án với tổng công suất 536,52 MW đã hoàn thành thủ tục COD, chính thức được phát điện thương mại lên lưới.
Sản lượng điện phát lũy kế của các dự án năng lượng tái tạo chuyển tiếp tính từ thời điểm COD đến ngày 12/6 đạt 29.270,02 MWh. Trong đó, ngày 11/6, sản lượng điện phát của các dự án năng lượng tái tạo chuyển tiếp đã COD đạt hơn 3,2 triệu kWh, trong khi sản lượng điện tiêu thụ trong ngày là 751 triệu kWh. Như vậy, sản lượng điện phát các dự án chuyển tiếp đã COD chỉ chiếm 0,43% sản lượng điện toàn hệ thống.
Việc mới có một số ít dự án có thể gửi hồ sơ công nhận COD là do các các dự án này vẫn chưa đủ bộ hồ sơ theo quy định để bước vào vòng chốt.
Cụ thể, có ít nhất 3 loại giấy tờ mà chủ đầu tư dự án điện chuyển tiếp phải có trong bộ hồ sơ để công nhận COD. Đó là biên bản nghiệm thu công trình của cơ quan nhà nước có thẩm quyền, giấy phép hoạt động điện lực cho toàn nhà máy và quyết định gia hạn chủ trương đầu tư cho các dự án đã có thời gian vượt quy định.
Hiện mới có 19 dự án đã được cơ quan quản lý nhà nước có thẩm quyền nghiệm thu công trình/một phần công trình; 27 dự án đã được cấp giấy phép hoạt động điện lực toàn nhà máy/một phần nhà máy; 40 dự án đã có quyết định gia hạn chủ trương đầu tư.
Khi chưa có các hồ sơ đó, thì dù có đồng ý phương án tính giá tạm là 50% giá trần của khung giá theo Quyết định 21/QĐ-BCT, hay được Bộ Công thương duyệt giá tạm và PPA, hoặc đã hoàn thành chạy thử nghiệm, thì các dự án năng lượng tái tạo chuyển tiếp cũng vẫn nằm đó, chứ chưa thể phát điện lên lưới và nhận thanh toán 50% giá tạm như nói trên.
Hành trình còn dài
Trao đổi với phóng viên Báo Đầu tư, đại diện một doanh nghiệp có dự án điện gió chuyển tiếp cho hay, hiện tại, các dự án chuyển tiếp đã đàm phán giá chính thức vài vòng với Công ty Mua bán điện (EPTC). Tuy nhiên, chốt xong cũng để đó, chứ chưa đi tiếp được do Bộ Công thương chưa có hướng dẫn cụ thể phương án tính giá đàm phán cho điện gió và điện mặt trời.
“Khi dự án được phát lên lưới sẽ được thanh toán 50% giá trần của khung giá theo Quyết định 21/QĐ-BCT, tùy theo từng loại hình. Còn phần chênh lệnh giữa 50% giá trần với giá chính thức ký với EPTC (là giá đàm phán thành công cho mỗi dự án) sẽ được thanh quyết toán sau khi ký giá chính thức. Giá đàm phán nếu vượt khung giá trần cũng chỉ được ký với mức giá trần”, vị này cho biết.
Có ít nhất 3 loại giấy tờ mà chủ đầu tư dự án điện chuyển tiếp phải có trong bộ hồ sơ để công nhận COD. Đó là biên bản nghiệm thu công trình của cơ quan nhà nước có thẩm quyền, giấy phép hoạt động điện lực cho toàn nhà máy và quyết định gia hạn chủ trương đầu tư cho các dự án đã có thời gian vượt quy định.
Cũng theo quy định hiện nay, PPA cho các dự án điện gió là 20 năm tính từ thời điểm COD (bao gồm cả thời gian áp dụng giá tạm 50%). Còn các dự án điện mặt trời thì là từng năm.
Có đầu tư vào năng lượng tái tạo, ông Lê Anh Tùng cho hay, việc quy định cứng giá mua điện bằng VND là làm khó cho nhà đầu tư, bởi hàng năm đều có trượt giá.
“Giá mua điện quy định cố định tính VND và sau đó trượt giá 10 năm, thì nhà đầu tư không biết đỡ bằng cách nào”, ông Tùng nói.
Bởi vậy, nhiều nhà đầu tư năng lượng tái tạo và các quỹ đang hướng về nguồn điện này cho rằng, để động viên năng lượng tái tạo phát triển được, thì giải pháp hiện nay nên là giá trần theo Quyết định 21/QĐ-BCT cộng thêm dự phòng 10% và có tính tỷ lệ trượt giá hàng năm theo số liệu của Tổng cục Thống kê.
Với cơ chế hiện nay, việc đàm phán và giá vẫn dựa trên cơ sở tổng mức đầu tư, sản lượng điện trung bình năm, chi phí tài chính, Tỷ suất hoàn vốn nội bộ (IRR)… và quan trọng nhất là không vượt khung giá của Quyết định 21/QD-BCT.
Chia sẻ từ phía EPTC cũng cho hay, việc ký tắt PPA với các dự án là để có giá tạm bằng 50% giá trần theo khung giá tại Quyết định 21/QĐ-BCT và sau đó có thể COD nhằm tiết kiệm tài nguyên, tránh lãng phí đầu tư. Còn sau khi kết thúc đàm phán, có giá chính thức, thì việc quyết toán giai đoạn tạm sẽ theo quyết định của cơ quan có thẩm quyền.
“Đây là giải pháp tạm khi các chủ đầu tư chưa đủ hồ sơ đàm phán giá với các dự án đã hoàn thành xây dựng hoặc đang triển khai. Cái loay hoay sẽ là đàm phán giá chính thức trong khi chưa có hướng dẫn của Bộ Công thương. Tuy EPTC thuyết phục chủ đầu tư cấp hồ sơ và vào đàm phán chính thức, nhưng nhiều người lo ngại đàm phán xong mà Bộ Công thương có hướng dẫn khác thì lại mất công”, đại diện EPTC cho hay.
Cũng theo quy định hiện hành, các hướng dẫn liên quan đến việc mua bán điện sẽ do Cục Điều tiết điện lực (Bộ Công thương) chịu trách nhiệm.
