Đồ họa: Đan Nguyễn
EVN chỉ tính, Bộ thẩm định
Thông tư 15/2022/TT-BCT quy định phương pháp xây dựng khung giá phát điện nhà máy điện mặt trời, điện gió chuyển tiếp đã có hiệu lực từ ngày 25/11/2022, nhưng việc bao giờ các dự án năng lượng tái tạo dở dang có thể phát điện lên lưới và thu được tiền thì chưa có mốc thời gian cụ thể.
Trước đó, EVN được Bộ Công thương, Cục Điều tiết điện lực giao nhiệm vụ xây dựng khung giá phát điện cho nhà máy điện mặt trời, nhà máy điện gió chuyển tiếp.
Để thực hiện nhiệm vụ này, EVN đã gửi công văn tới hơn 240 nhà máy năng lượng tái tạo đề nghị cung cấp thông tin và tới ngày 16/11/2022 đã có 208 nhà máy gửi hồ sơ theo yêu cầu. Cụ thể, có 95 nhà máy điện mặt trời mặt đất, 4 nhà máy điện mặt trời nổi trong tổng số 147 nhà máy điện mặt trời đã ký Hợp đồng mua bán điện với EVN. Cũng có 109 nhà máy điện gió trong tổng số 146 nhà máy điện gió đã ký Hợp đồng mua bán điện với EVN cung cấp thông tin.
EVN cho biết, đã sử dụng số liệu báo cáo của các chủ đầu tư cung cấp, nên không đủ cơ sở xác định tính chính xác, hợp lý, hợp lệ của số liệu. Các chủ đầu tư chịu hoàn toàn trách nhiệm về tính chính xác, hợp lý, hợp lệ của số liệu báo cáo và tuân thủ quy định pháp luật trong thực hiện dự án. Vì thế, các thông số tính toán chỉ là giả thiết của EVN và cần phải được thẩm tra, quyết định bởi Bộ Công thương.
EVN cũng đề nghị Bộ Công thương dùng chuyên gia độc lập hoặc Hội đồng Tư vấn để nghiên cứu kỹ các tính toán và đề xuất của EVN trước khi quyết định.
Các mức khung giá điện mà EVN tính toán cũng thấp hơn nhiều so với các mức giá mua điện theo Quyết định 11/2017/QĐ-TTg, Quyết định 13/2020/QĐ-TTg, Quyết định 39/2018/QĐ-TTg dành cho các dự án năng lượng tái tạo về đích trước mốc thời gian quy định.
Phương án tính toán của EVN dựa trên một số thông số như suất đầu tư tính toán bằng 90% suất đầu tư do chủ đầu tư cung cấp (giảm trừ 10% giá trị dự phòng); tỷ lệ vốn vay ngoại tệ/nội tệ là 20/80; lãi suất vốn vay ngoại tệ/nội tệ là 4,62%/9,87% hay mức thuế suất thuế thu nhập doanh nghiệp sau khi áp dụng tất cả các ưu đãi về thuế được quy về giá trị tính toán là 8,25%.
Ngoài ra, nhà máy điện mặt trời mặt đất có số giờ hoạt động cao nhất (Tmax) là 1.550 giờ/năm; nhà máy điện mặt trời nổi là 1.375 giờ; nhà máy điện gió trên đất liền là 3.122 giờ và điện gió trên biển là 3.064 giờ.
Nguồn tin của Báo Đầu tư cho hay, Bộ Công thương/Cục Điều tiết Điện lực đang tiến hành thẩm định khung giá do EVN xây dựng dựa trên thông số được các chủ đầu tư cung cấp. Đây được xem là nỗ lực của các bên liên quan, bởi theo quy định tại Thông tư 15/2022/TT-BCT thì trong thời hạn 45 ngày kể từ khi Thông tư có hiệu lực, EVN phải xây dựng khung giá và gửi Cục Điều tiết điện lực thẩm định.
Tuy nhiên, nhiều chuyên gia cho rằng, dù có khung giá, thì việc tính toán áp dụng cụ thể cho các dự án dở dang sau đó sẽ còn nhiều ý kiến trái chiều.
Đã có những ý kiến cho rằng, do chưa có các quy định cụ thể của cơ quan quản lý nhà nước cho việc đàm phán dựa trên khung giá, nên rất có thể sẽ thực hiện theo cơ chế cạnh tranh để huy động điện.
Nhà đầu tư thấp thỏm
Nhận xét về khung giá mà EVN tính toán, ông Bùi Văn Thịnh, Chủ tịch Hiệp hội Điện gió và Điện mặt trời Bình Thuận cho hay, với mức giá EVN đề xuất, các dự án trễ mốc thời gian theo các quyết định 11, 13, 39 sẽ thiệt thòi quá lớn so với các dự án về kịp, khi giá giảm khoảng 25%. Đó là chưa kể một năm nay phải nằm đắp chiếu, không được khai thác.
Theo ông Thịnh, hồ sơ và Báo cáo khả thi do các chủ đầu tư cấp cho EVN có vẻ rất lạc quan. Tuy nhiên, các bên tư vấn lập báo cáo cho các chủ đầu tư cần xem xét lại một số vấn đề.
Trước hết, Tmax của điện gió trên bờ được lấy là 3.122 giờ, tương đương CF là 35,6%, nhưng thực tế sau 6 năm vận hành, Dự án Điện gió Phú Lạc 1 chỉ đạt bình quân dưới 30%, mặc dù ở vùng gió tốt nhất của Việt Nam.
Bên cạnh đó, Tmax của điện gió trên biển là 3.064 giờ lại thấp hơn điện gió trên bờ có vẻ không hợp lý, vì gió trên biển được cho là đều hơn và cao hơn, nhất là sau một năm vận hành thực tế đã chứng minh.
“Hiện nay, lãi vay ngoại tệ đang cao hơn rất nhiều, với LIBOR tăng từ mức 0,15% (năm 2020) lên gần 4% (cuối năm 2022). Do vậy, nếu cộng tất cả các khoản lãi và phí, vay USD ở nhiều dự án đã lên tầm 9%, tức là gấp 2 lần so với mức 4,62% trong báo cáo của EVN. Còn vay nội tệ cũng không thể có mức dưới 10%. Như vậy, do nghiên cứu khả thi được lập đẹp để dễ phê duyệt, nên khi chuyển các báo cáo này cho EVN để lấy các thông số đầu vào chính, đưa ra mức giá chuyển tiếp, thì đương nhiên, EVN đề xuất mức giá mua thấp là phù hợp, nhưng lại không đúng thực tế”, ông Thịnh nhận xét.
Vẫn theo ông Thịnh, việc phát triển năng lượng tái tạo không chỉ phụ thuộc vào con số công suất được phê duyệt trong quy hoạch, mà phụ thuộc nhiều hơn vào chính sách, trong đó quan trọng nhất là giá bán cho EVN. Như vậy, với mức giá bán này, năng lượng tái tạo sẽ khó phát triển được.
Trao đổi với phóng viên Báo Đầu tư, không ít nhà đầu tư chia sẻ quan điểm “khó làm tiếp với năng lượng tái tạo theo khung giá này”, như ý kiến ông Thịnh.
Là nhà đầu tư đang triển khai dự án điện gió trên bờ, ông Linh Đ. cho hay, giá điện gió trên bờ tầm 1.600 đồng/kWh vẫn thấp hơn giá nhập khẩu điện gió từ Lào và vẫn làm được nếu đầu vào ổn, vốn đối ứng có 50%. Còn nếu “tay không bắt giặc”, hay đầu tư phí phạm, hoặc chạy xin dự án thì rất khó thấy hiệu quả. Tuy nhiên, EVN mua với mức giá khoảng 6,5 UScent/kWh để bán ra như hiện nay thì không có mấy lợi nhuận.
Như vậy, rất có thể, giá mua điện cho các dự án năng lượng tái tạo dở dang sẽ không sớm được áp dụng suôn sẻ, nhằm gỡ khó cho những chủ đầu tư đã nằm chờ cả năm nay.
