|
| Nhiều nhà đầu tư năng lượng tái tạo chưa mặn mà nộp hồ sơ đàm phán giá phát điện (Ảnh minh họa: Internet) |
Các nhà đầu tư cùng ký tên trong văn bản như: Công ty CP Năng lượng VPL; Công ty CP Năng lượng điện gió Tiền Giang; Công ty CP Phong điện Chơ Long; Công ty TNHH Điện gió Sunpro Bến Tre số 8… cho hay, đến thời điểm hiện tại đã có 28 nhà đầu tư nộp hồ sơ và đề nghị tham gia đàm phán giá với Công ty Mua bán điện (EPTC) thuộc Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN). Tuy nhiên, nhiều hồ sơ nộp chưa được chấp thuận đủ điều kiện đàm phán hoặc tiến độ đàm phán còn rất chậm do còn thiếu các văn bản hướng dẫn cụ thể làm cơ sở để tính toán giá điện và đàm phán.
Đặc biệt, ngày 26/4/2023, EVN có văn bản về đàm phán dự án năng lượng tái tạo chuyển tiếp gửi EPTC, trong đó có nội dung xem xét mức giá tạm thời ≤ 50% giá trần khung giá phát điện tại Quyết định số 21/QĐ-BCT, tương đương mức giá tạm thời cho nhà máy điện mặt trời mặt đất là 592,45 đồng/kWh; nhà máy điện mặt trời nổi là 754,13 đồng/kWh; nhà máy điện gió trong đất liền là 793,56 đồng/kWh; nhà máy điện gió trên biển là 907,97 đồng/kWh.
“Nếu trong trường hợp giá tạm này được thanh toán, không hồi tố và trừ vào thời gian hợp đồng mua bán điện thì đây sẽ trở thành giá thanh toán chính thức. Việc mua năng lượng tái tạo với mức giá nêu trên đi ngược lại hoàn toàn với chính sách khuyến khích phát triển năng lượng tái tạo và các cam kết của Chính phủ về cắt giảm khí thải carbon thông qua phát triển năng lượng tái tạo”, các nhà đầu tư lo lắng.
Để tránh lãng phí nguồn lực và việc đàm phán giá điện có thể kéo dài, các nhà đầu tư tiếp tục kiến nghị Thủ tướng Chính phủ chỉ đạo khắc phục những bất cập trong cơ chế đàm phán giá phát điện và đề xuất có cơ chế huy động tạm thời các dự án, góp phần giảm áp lực chi phí, dòng tiền cho các nhà đầu tư.
Cụ thể, tiếp tục yêu cầu Bộ Công Thương rà soát, báo cáo Chính phủ về những khó khăn bất cập trong việc xây dựng và ban hành cơ chế giá phát điện nhà máy điện mặt trời, điện gió chuyển tiếp ban hành tại Quyết định 21/QĐ-BCT và Thông tư 01/2023/TT-BCT đã được nhà đầu tư trình trước đó.
Chỉ đạo Bộ Công Thương sớm ban hành các quy định hướng dẫn theo thẩm quyền làm cơ sở pháp lý cho EVN và chủ đầu tư đàm phán.
Đồng thời, chỉ đạo Bộ Công Thương, EVN cho phép huy động tạm thời phát điện các dự án điện chuyển tiếp đã hoàn thành đầu tư xây dựng, đáp ứng yêu cầu kỹ thuật vận hành trong thời gian các bên mua bán điện thực hiện đàm phán/thỏa thuận giá phát điện theo đúng chỉ đạo. Trong thời gian huy động tạm thời, các nhà đầu tư đề xuất 3 phương án giá tạm.
Phương án 1, giá tạm bằng 90% giá trần của khung giá theo Quyết định 21/QĐ-TTg trong thời gian từ khi huy động cho đến khi các bên mua bán thống nhất giá cuối cùng, không hồi tố.
Phương án 2, giá tạm bằng 50% giá trần của khung giá theo Quyết định 21/QĐ-TTg trong thời gian huy động tạm thời, sau khi các bên mua bán thống nhất giá cuối cùng, EVN sẽ thực hiện thanh toán bằng mức giá đã thống nhất cho toàn bộ thời gian từ thời điểm dự án được huy động sản lượng.
Phương án 3, giá tạm tính bằng 50% giá trần của khung giá theo Quyết định 21/QĐ-BCT và không thực hiện hồi tố cho giai đoạn tạm. Thời gian huy động tạm này không tính vào thời gian 20 năm hợp đồng mua bán điện chính thức sẽ ký giữa EVN và chủ đầu tư.
“Đề xuất này dựa trên cơ sở dữ liệu chi phí thực tế, tình hình đầu tư của các dự án và khả năng chịu đựng về tài chính của các nhà đầu tư”, các nhà đầu tư phân tích.
Theo các nhà đầu tư, nếu không có cơ chế hồi tố (chưa tính tới các chi phí vận hành ngoài thiết bị tuabin như trạm biến áp, móng tuabin…), bất kỳ nhà đầu tư nào chấp nhận giá phát tạm như EVN nêu trên chắc chắn sẽ lỗ nặng, không thể trả nợ gốc cho ngân hàng. “Như vậy, sẽ không khó hiểu khi các nhà đầu tư hiện tại rất khó đồng ý với phương án EVN đưa ra, đặc biệt chưa kể đến động lực để đàm phán tiếp hợp đồng mua bán điện dài hạn từ EVN”, một nhà đầu tư ký tên trong văn bản chia sẻ.
Phân tích rõ hơn, nhà đầu tư dẫn chứng, một dự án quy mô công suất 50 MW, chi phí đầu tư ước tính khoảng 2.000 tỷ đồng với cấu trúc vốn vay 70% kèm lãi suất hiện tại khoảng 12%/năm, sản lượng trung bình ghi nhận xấp xỉ 140GWh tương đương hệ số công suất 32%. Nếu áp dụng giá tạm đề xuất nêu trên thì doanh thu chưa đạt tới 130 tỷ đồng, chắc chắn không thể đủ dòng tiền chi trả chi phí vận hành tuabin cho nhà cung cấp khoảng 30 tỷ đồng (50.000 - 100.000 USD/tuabin) và lãi vay phát sinh gần 170 tỷ đồng.
Trong khi đó, với phương án 1, theo tính toán doanh thu của dự án sẽ vừa đủ đáp ứng chi phí vận hành và lãi vay cũng như một phần khấu hao nhà máy, nhà đầu tư chấp nhận thua lỗ một phần. Ở hai phương án giá tạm 50% có hồi tố, hoặc không tính thời gian phát giá tạm vào thời gian hiệu lực hợp đồng 20 năm thể hiện nỗ lực từ các chủ đầu tư sẵn sàng chia sẻ với EVN về áp lực dòng tiền trong thời gian phát tạm và đảm bảo hiệu quả thu hồi vốn của dự án theo giá đàm phán cuối cùng. Các phương án này sẽ phù hợp cho các chủ đầu tư làm việc với các định chế tài chính tài trợ cho dự án.
