Được cấp chủ trương đầu tư vào quý IV/2020 nhưng chỉ sau 1 năm, ngày 26/10/2021, dự án điện gió của AMACCAO đã được phát điện, một tốc độ nhanh hiếm có. Để có được thành tựu đó, đơn vị này đã trải qua không ít chuyện bi hài.
Theo ông Vũ Văn Ngọc, thời điểm triển khai dự án, trên địa bàn huyện Hướng Hóa - Quảng Trị đã có hơn chục dự án, do đó doanh nghiệp không thể thuê được cẩu lớn do thị trường hết loại cẩu tải trọng 800 tấn. AMACCAO buộc phải mua 2 cẩu tự hành lớn loại 800 tấn để kịp tiến độ với giá 192 tỷ đồng/2 cẩu, tương đương mỗi cẩu 86 tỷ đồng. “Giờ làm xong rồi, hai máy cẩu ấy vẫn ở đó, không bán lại và chẳng cho thuê được. Và thực tế ở Việt Nam hiện nay tồn tại khoảng 30 bộ cẩu như thế”, ông Ngọc cho biết.
Về việc đền bù giải phóng mặt bằng dự án, ông Ngọc cho hay, những nhà đầu tư được bổ sung quy hoạch sau, được cấp quyết định chủ trương đầu tư từ năm 2020 như AMACCAO phải chịu giá cao gấp 8 - 10 lần các doanh nghiệp được bổ sung quy hoạch và có chủ trương đầu tư trước đó - trước năm 2020. Nguyên do là các doanh nghiệp có chủ trương đầu tư trước 2020 có nhiều thời gian để thương lượng với người dân và khi đó người dân cũng chưa biết nhiều về điện gió nên có được giá hơp lý.
“Đến giai đoạn chúng tôi triển khai, do người dân đã biết, đã có kinh nghiệm và nhìn nhau cách cản trở, đòi giá cao nên dự án vô vàn khó khăn. Việc giải phóng mặt bằng không phải do nhà nước hỗ trợ thu hồi đất mà phải thương lượng với dân 100% diện tích dự án. Do diện tích lớn với hàng chục turbine và vài chục km đường dây 220KV, đường giao thông nên tổng diện tích đền bù lên tới vài chục ha và vài trăm hộ dân. Tuy nhiên, chỉ 15% - 20% số hộ ban đầu là chúng tôi có được giá hợp lý với mức gấp 8 - 10 giá đền bù của nhà nước; còn sau đó mỗi hộ lên 1 nấc, gấp đến 20 - 40 lần giá đền bù của nhà nước. Đặc biệt 30% số hộ cuối cùng giá cao tới 50 -80 lần giá đền bù của nhà nước. Giá 1m2 đất ở huyện biên giới Hướng Hoá, Quảng Trị, có chủ đầu tư phải trả tới 1triệu đồng/m2 - đắt bằng đền bù ruộng lúa 3 vụ tại các huyện ven đô Hà Nội. Vậy mới có chuyện 1 cây khế nhỏ có giá hàng trăm triệu đồng”, ông Ngọc cười chua chát.
Không chỉ tiền đất, cát, đá, xi măng, nhân công máy xúc, máy ủi… doanh nghiệp cũng phải mua, thuê với chi phí gấp 2 lần. Nguyên nhân là các nhà cung cấp ở tỉnh nhỏ bảo nhau nâng giá lên gấp đôi. Vì tiến độ, chủ dự án buộc phải chấp nhận giá đắt. Dẫu vậy, doanh nghiệp vẫn thiếu hụt nguyên vật liệu. Để cứu tiến độ, AMACCAO phải mua và vận chuyển 50% khối lượng đá từ Hà Nam qua 600km đường xuống công trình. Việc vận chuyển bằng thuyền và trung chuyển mấy lần đường bộ vào đến dự án đã đẩy giá đá cao khoảng 3 lần giá thời điểm bình thường mua tại địa phương.
Chi phí vận chuyển thiết bị chính của điện gió (turbine), bình thường chỉ mất 500 -700 triệu đồng cho 1MW, chiếm khoảng 1% tổng vốn đầu tư, nhưng khi thời hạn gấp rút, bên vận chuyển đòi 1,2 - 1,5 tỷ đồng/MW (gấp 2 - 2,5 lần).
Theo ông Ngọc, những nhà đầu tư thuộc diện quy hoạch bổ sung điện và cấp phép chủ trương đầu tư sau tháng 12/2019 đến trước năm 2021, đều phải trả giá như AMACCAO nếu muốn kịp giá FIT vì thời gian giải phóng mặt bằng và thi công quá gấp rút. Tổng chi phí phải bỏ ra cao thêm 10% - 15%, cá biệt các đơn vị không tự thi công được có thể cao hơn 20%.
Theo ước tính, 70% nhà đầu tư kịp giá FIT là các nhà đầu tư đã được cấp giấy phép đầu tư trước hạn chót hưởng giá FIT từ 2-3 năm, còn 30% là được cấp phép trước khoảng 1 năm cả cho giải phóng mặt bằng, thi công và hàng loạt thủ tục khác, tức vừa thi công vừa hoàn thiện thủ tục. Những dự án được cấp phép chỉ hơn 1 năm và dưới 2 năm trước thời hạn giá FIT hầu hết đều bị chi phí đầu tư đắt đỏ.
Đặc biệt, do thời gian ngắn, nhiều dự án triển khai cùng lúc, mà trên thế giới chỉ có 6-7 nhà sản xuất turbine điện gió uy tín, nên các nhà sản xuất turbine không cho phép mặc cả hoặc thương lượng nhiều. Điều này dẫn đến giá cả cũng như điều kiện hợp đồng bị o ép. Đây cũng là yếu tố gây thiệt hại cho nhà đầu tư để chạy giá FIT. Những điều này dẫn đến suất đầu tư lẽ ra chỉ 32 - 35 tỷ đồng/MW đã bị đội lên 36 - 42 tỷ đồng/MW cho điện gió trên bờ. Suất đầu tư tăng lên cho nên khấu hao tăng, lãi vay tăng, lợi ích từ giá FIT không còn bao nhiêu nữa. Nhiều dự án bây giờ kể cả hưởng giá FIT cũng không có lãi.
“Tóm lại, các dự án giá FIT ngoài khoảng 10% ở vị trí gió cực tốt thì còn hiệu quả, còn đa số có lãi cũng không nhiều, đa phần là lãi vừa, lãi ít, thậm chí có một số dự án lỗ”, ông Ngọc nói.
Cũng theo ông Ngọc, khi dự án điện gió đi vào phát điện, chi phí vận hành dự án cũng rất lớn. Các turbine có thể phát sinh hỏng hóc mà việc sửa chữa, bảo trì, thay thế thiết bị điện gió gặp khó khăn phức tạp vì ở trên cao, phải dùng cẩu đặc thù, cẩu lớn 800 tấn và phải tổ chức như làm lại từ đầu.
Chi phí đầu tư 40 tỷ đồng/MW, khấu hao 20 năm, như vậy mỗi năm khấu hao phải thu được 2 tỷ đồng/MW. Trong khi đó, 40 tỷ đồng này có phần lớn là vay ngân hàng (65%, tức là khoảng 26 tỷ đồng), mỗi năm chịu lãi suất 9% - 10%, như vậy mất khoảng 2,4 -2,6 tỷ đồng tiền lãi cho mỗi MW. Tựu lại, một dự án phải mất tầm 12 năm mới trả hết phần này.
Thủy điện, nhiệt điện hay các loại hình phát điện khác người Việt Nam đã vận hành được nên chi phí chỉ 2%- 2,5% doanh thu. Nhưng điện gió thì phải thuê đúng bên bán turbine vận hành do nhân sự Việt Nam không vận hành được. Một năm vận hành 1 turbine là 60 nghìn USD. Dự án nào 50 turbine là 3 triệu USD, dự án nào 20 turbine là 1,2 triệu USD. Doanh nghiệp mất mấy chục tỷ đồng/năm và phải ký trong vòng 10 năm. Tiền vận hành cực kỳ đắt đỏ, chiếm 6% - 8% doanh thu hoặc 1% giá trị dự án/năm. Vận hành trạm biến áp, đường dây và hạ tầng khu vực, bảo vệ cũng mất khoảng 20 nghìn USD/năm/MW. Đó là chưa kể hàng loạt chi phí như: bảo trì hệ thống đường để xe ô tô ra vào, bảo vệ mái turbine, sửa chữa nhỏ (2 năm/lần), sửa chữa lớn 5 năm/lần…
Theo ông Ngọc, nhìn chung, chính sách giá FIT đưa ra là ổn và hiệu quả đối với dự án đã thi công từ sớm và có điều kiện gió tốt khoảng 7m/s trở lên bình quân năm. Còn dự án thi công sau, thi công gấp hoặc dự án gió vận tốc thấp hơn 7m/s bình quân năm thì không lãi nhiều. Đến nay, số dự án được giá FIT lãi tương đối cao này chỉ chiếm 15% - 20% tổng số dự án. Còn lại, nhiều dự án chỉ có lãi thấp (IRR 9% - 10%) hoặc cân bằng tài chính. Nếu tính cả vận hành, quản lý với chi phí như trên và sau 8 - 10 năm nữa hỏng hóc nhiều thì không biết các dự án này có còn lãi hay không.
“Cũng có thể, một số chủ đầu tư dự án điện gió đang gánh lỗ, nhưng họ không muốn báo cáo lỗ, không kêu than vì nhiều yếu tố phải tế nhị như giá cổ phiếu, cổ phần rồi hình ảnh doanh nghiệp, để còn vay nợ, nên họ sẽ âm thầm chịu lỗ. Hoặc nhiều nhà đầu tư không lường hết vì mới vận hành 1 năm nên chưa ai thấy những nguy cơ ở phía trước”, ông Ngọc chia sẻ.
