Bế tắc giá điện sạch: Một bước chậm chân, ôm cục nợ lớn

Ký đơn tập thể kêu cứu

Bên lề đối thoại với Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) cuối tháng 3/2023, ông Somchak Chutanan, đại diện Tập đoàn Phát triển Năng lượng Gulf (Thái Lan) bình luận rằng: mức giá mà Bộ Công Thương ban hành là thấp, khó thực hiện dự án. Vì vậy, doanh nghiệp mong muốn tính toán, sử dụng thông số đầu vào hợp lý để cho kết quả tốt hơn.

Với giá trần áp dụng cho điện gió trong đất liền 1.587,12 đồng/kWh, điện gió trên biển là 1.815,95 đồng/kWh - được cho là thấp, khiến cho các dự án chuyển tiếp không kịp vận hành trước 1/11/202 có nhiều phản ứng - 36 nhà đầu tư điện gió, mặt trời đã có văn bản gửi Thủ tướng Chính phủ đề nghị khắc phục những bất cập trong việc xây dựng và ban hành cơ chế giá phát điện nhà máy điện mặt trời, điện gió chuyển tiếp.

Vì nhiều lý do, trong đó có yếu tố bất khả kháng là đại dịch Covid-19, 84 dự án năng lượng tái tạo với tổng công suất là 4.676,62MW (trong đó gồm có 4.184,8MW điện gió và 491,82MW điện mặt trời) đã bị chậm tiến độ vận hành thương mại (COD) so với kế hoạch. Các nhà đầu cho rằng: trái ngược với mong chờ, các quy định tại Quyết định 21 và Thông tư 01 khiến họ vô cùng lo lắng và quan ngại sâu sắc do các điểm bất cập về pháp lý cũng như về hiệu quả tài chính cho nhà đầu tư, làm cho các doanh nghiệp có thể lâm vào tình trạng thua lỗ và phá sản.

“Nếu cơ chế mới được áp dụng, chỉ tính riêng 34 dự án đã hoàn thành đầu tư xây dựng, ước tính tổng vốn đã đầu tư gần 85 ngàn tỷ đồng, trong đó khoảng trên 58 nghìn tỷ đồng được tài trợ từ nguồn vốn ngân hàng, sẽ có nguy cơ vỡ phương án tài chính, nợ xấu, doanh nghiệp và ngân hàng không thể thu hồi vốn”, đơn kiến nghị tập thể nêu rõ.

Do mức khung giá phát điện cho dự án chuyển tiếp tại Quyết định 21 được ban hành chưa phù hợp với Thông tư 15 và các văn bản có liên quan, các nhà đầu tư kiến nghị Thủ tướng Chính phủ chỉ đạo Bộ Công Thương nghiên cứu và ban hành mức khung giá phát điện mới.

Hiệp hội doanh nghiệp châu Âu tại Việt Nam cho rằng: các mức giá trần của Quyết định 21/QĐ-BCT của Bộ Công Thương năm 2023 thể hiện giảm 20% - 25% so với các mức FIT trước đó với điện gió và giảm gần 40% đối với điện mặt trời nối đất. Các dự án chuyển đổi đã được xây dựng không có lựa chọn nào khác ngoài việc chấp nhận các mức giá này hoặc đối mặt với phá sản. Các dự án điện gió chuyển tiếp chưa được xây dựng sẽ không thể huy động tài chính với các mức giá này, vì hiện đang phải đối mặt với việc định giá tua-bin trên thị trường thế giới cao hơn 30% so với thời điểm hết hạn FIT trước đó, cũng như lãi suất cho vay và lãi suất bảo hiểm cao hơn .

Theo Hiệp hội doanh nghiệp châu Âu tại Việt Nam, việc lấy giá trị thấp nhất làm giá trần là không hợp lý. Các mức giá trần này gây ra ưu tiên tiêu cực cho các dự án điện tái tạo sắp tới và tạo ra thách thức lớn cho Việt Nam trên hành trình đạt mức phát thải ròng bằng 0 vào năm 2050. Việc thẩm định giá cho các dự án trong tương lai cần tính đến các điều kiện kinh tế vĩ mô hiện tại như: vốn đầu tư cao hơn, chi phí lãi suất, ách tắc chuỗi cung ứng…

Không thể có lãi với giá mới

Dù Bộ Công Thương ra “tối hậu thư” yêu cầu phải đàm phán xong các dự án điện gió dở dang trước 31/3/2023, nhưng Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) cho biết, đến 29/3, chỉ có 4/85 chủ đầu tư điện gió gửi hồ sơ đề nghị Công ty Mua bán điện đàm phán giá.

EVN gặp khó khi các thông số đầu vào cũng có những điểm chưa rõ ràng khiến việc đàm phán lâm vào bế tắc. Chẳng hạn, đối với dự án truyền thống, Bộ Công Thương quy định đời sống kinh tế dự án thủy điện là 40 năm, nhiệt điện than là 30 năm, nhiệt điện khí là 25 năm. Tuy nhiên, đối với các dự án điện gió, điện mặt trời chuyển tiếp, Bộ chưa có hướng dẫn nên EVN và các chủ đầu tư chưa có cơ sở thực hiện.

Bên cạnh đó, sản lượng điện dùng để tính toán giá điện cũng có những vấn đề. Đối với dự án truyền thống, Bộ Công Thương quy định sản lượng điện năm dùng để xác định giá như sau: sản lượng điện năm đối với nhiệt điện than tính với Tmax =6.500h, đối với nhiệt điện khí tính với Tmax = 6.000h, đối với thủy điện xác định theo thiết kế cơ sở được duyệt hoặc theo văn bản phê duyệt của cơ quan có thẩm quyền. Tuy nhiên, Bộ cũng chưa có hướng dẫn với các nhà máy điện gió, điện mặt trời chuyển tiếp nên chưa có cơ sở thực hiện.

Dù không có dự án nào chậm FIT, nhưng ông Vũ Văn Ngọc - Phó tổng giám đốc Công ty Cổ phần Tập đoàn AMACCAO kiêm tổng giám đốc dự án điện gió Khe Sanh, cũng chia sẻ với các nhà đầu tư điện gió “chậm chân”: “Nếu theo mức giá trần Bộ Công Thương đưa ra, các nhà đầu tư đó sẽ khó khăn. Dù thời điểm họ thi công không chạy theo giá FIT, giá suất đầu tư có thể thấp hơn do có thời gian thương lượng nhưng tôi cho rằng do một số nhà đầu tư này đã đặt tua-bin vốn chiếm giá thành chính khoảng 45% - 50% nên vẫn bị đắt. Điều này dẫn đến khó có thể giảm hơn 20% được. Như vậy dự án nào có gió cực tốt (7,5m/s trở lên) thì lãi ít, gió trung bình thì hòa, còn đa số sẽ có thể lỗ nhiều. Đối với các dự án đang dở dang, không kịp hưởng giá FIT thì các cơ quan nhà nước cần xem xét tạo điều kiện mức giá để nhà đầu tư sống được”, ông Ngọc nói.

“Chúng tôi cho rằng loại hình dự án nào cũng nên hài hoà lợi ích nhà đầu tư, người tiêu dùng, chính phủ thì mới bền vững. Cái gì lỗ cho nhà đầu tư, ép nhà đầu tư đến mức lỗ thì những tưởng nhà nước có lợi nhưng nó sẽ không bền, không thể tồn tại vì doanh nghiệp lấy đâu tiền bù lỗ vận hành. Doanh nghiệp lỗ rồi sẽ phá sản, áp lực dồn sang các ngân hàng, từ đó tác động xấu đến kinh tế xã hội và việc điều hành của chính phủ cũng bị ảnh hưởng”, ông Ngọc nhấn mạnh thêm.

Theo các chuyên gia, việc Bộ Công Thương chậm trễ ban hành các quy định cho dự án dở dang, chuyển tiếp sau khi hết hạn giá FIT khiến nhiều nhà đầu tư thiệt hại nặng nề. Tại sao biết thời điểm giá FIT hết hạn, Bộ lại không tính ngay từ sớm đến việc sẽ có những dự án không kịp tiến độ, cơ chế cho dự án kiểu ấy sẽ thế nào, mà lại để các nhà đầu tư điện mặt trời đợi đến hơn 2 năm, điện gió đợi đến hơn 1 năm mới có chính sách cho dự án dở dang? Đến khi ban hành vào đầu năm 2022, cơ chế chuyển tiếp lại vấp phải sự phản ứng của cả nhà đầu tư điện gió lẫn EVN vì không thể thực hiện được. Vì thế, Bộ Công Thương cần tiếp thu ý kiến của nhà đầu tư lẫn EVN, hướng dẫn các cơ chế đàm phán giá rõ ràng, có tính khả thi, thay vì bế tắc như hiện nay.

Đại diện một chủ đầu tư nói: “Việc để hàng tỷ USD doanh nghiệp đầu tư vào làm dự án song không phát được điện là sự lãng phí nguồn lực rất lớn. Do đó, Bộ Công Thương cần sớm có đối thoại với nhà đầu tư và ban hành những cơ chế cho dự án chuyển tiếp đảm bảo lợi ích nhà nước - nhà đầu tư - doanh nghiệp”.