Chờ hướng dẫn đàm phán bán điện

Trao đổi với phóng viên Báo Đầu tư, đại diện một doanh nghiệp điện gió thuộc diện dự án chuyển tiếp đặt tại miền Tây cho hay, hiện vẫn chưa có hướng dẫn của Bộ Công thương về tính toán chi phí và giá điện cho các dự án năng lượng tái tạo chuyển tiếp, khiến doanh nghiệp chỉ biết xót xa nhìn tiền rơi.

Cụ thể, sau khi không kịp vận hành thương mại (COD) trước ngày 1/11/2021, các dự án chuyển tiếp đã phải đợi tới tháng 10/2022, Bộ Công thương mới ban hành 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. Rồi tới tháng 1/2023 mới có Quyết định 21/QĐ-BCT về khung giá phát điện nhà máy điện mặt trời, điện gió chuyển tiếp.

Tuy nhiên, tới bây giờ, tức là 14 tháng sau khi ban hành Quyết định 21/QĐ-BCT, các dự án chuyển tiếp vẫn phải đợi hướng dẫn của Bộ Công thương thì mới có thể bước tới hồi chung kết trong đàm phán giá điện chính thức và PPA.

Trong thời gian chờ đợi, doanh nghiệp cũng đã đàm phán cụ thể với Công ty Mua bán điện (EPTC) thuộc Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) 4 lần. Nhưng do không có hướng dẫn chi tiết cho quá trình đàm phán các dự án năng lượng tái tạo nói chung từ Bộ Công thương để ra mức giá chính thức cuối cùng, nên hai bên không thể đi tới thống nhất và ký chính thức PPA.

“EVN/EPTC cũng chỉ là doanh nghiệp nhà nước, làm theo các quy định do cơ quan chức năng ban hành. Sau các đợt thanh, kiểm tra về năng lượng tái tạo vừa qua, họ không dám quyết gì. Vậy là, cả ‘làng’ làm năng lượng tái tạo chỉ biết ngồi yên và chờ đợi”, đại diện trên bức xúc.

Thực trạng của dự án điện gió trên cũng là nỗi niềm của nhiều nhà đầu tư đang triển khai các dự án năng lượng tái tạo chuyển tiếp khác.

Ông Nguyễn Bình, một người tham gia triển khai các dự án điện gió chuyển tiếp cho hay, sau khi ký thỏa thuận với EPTC về giá tạm bằng 50% khung giá theo Quyết định 21/QĐ-BCT, thì nhà đầu tư lại tiếp tục chờ.

Năm 2020, Bộ Công thương ban hành Thông tư 57/TT-BCT quy định phương pháp xác định giá phát điện, trình tự kiểm tra hợp đồng mua bán điện dành cho cả các nhà máy điện đấu nối với hệ thống điện quốc gia có tổng công suất trên 30 MW. Tuy nhiên, các nhà máy điện gió, mặt trời lại không thuộc diện áp dụng thông tư này.

“Giờ không có cơ sở pháp lý thì không đàm phán được. Bộ Công thương tuy đang tiến hành sửa đổi Thông tư 57/TT-BCT, nhưng đến nay vẫn chưa ban hành”, ông Bình nói và cho hay, việc chấp nhận mức giá tạm bằng 50% giá trần của khung giá theo Quyết định 21/QĐ-BCT là giải pháp tình thế để nhà đầu tư thu được chút nào hay chút đó, bù đắp chi phí đã bỏ ra.

EVN cũng chờ

Thống kê mới nhất được công bố của EVN cho thấy, tại thời điểm ngày 13/10/2023, trong số 85 dự án năng lượng tái tạo chuyển tiếp, có 69 dự án với tổng công suất 3927,41 MW đề nghị giá tạm bằng 50% giá trần của khung giá theo Quyết định số 21/QĐ-BCT ngày 7/01/2023 của Bộ Công thương.

EVN và chủ đầu tư đã hoàn thành đàm phán giá và ký tắt PPA với 63/69 dự án. Bộ Công thương đã phê duyệt giá tạm cho 62 dự án, tổng công suất 3.399,41 MW.

Số lượng dự án đã gửi hồ sơ đàm phán giá điện, PPA vẫn là 81/85 dự án, với tổng công suất 4.597,86 MW.

Cũng đã có 21 nhà máy/phần nhà máy với tổng công suất 1.201,42 MW đã hoàn thành thủ tục COD, phát điện thương mại lên lưới.

Trao đổi với phóng viên Báo Đầu tư về thực trạng đàm phán PPA của các dự án năng lượng tái tạo chuyển tiếp, đại diện EPTC cho hay, doanh nghiệp nào có nhu cầu đề nghị ký PPA thì EPTC đều đã ký tắt và hiện chờ phương pháp tính giá chính thức của Bộ Công thương.

EPTC đã 2 lần góp ý với Cục Điều tiết điện lực về phương pháp tính giá cho các nhà máy năng lượng tái tạo để sửa đổi Thông tư 57/TT-BCT, nhằm sớm có quy định chính thức. Trong lúc đó, EPTC cũng đã đề nghị các chủ đầu tư triển khai theo phương pháp tính toán của thông tư hiện hành với các nhà máy điện truyền thống để khi có hướng dẫn chính thức cho các dự án chuyển tiếp, thì có thể rút ngắn thời gian tính toán, đàm phán.

Cả nhà đầu tư và EPTC đều thừa nhận, hai thông số quan trọng nhất trong dự án là tổng mức đầu tư và sản lượng điện. Do các nhà máy năng lượng tái tạo chuyển tiếp thuộc diện “gián tiếp tham gia thị trường điện”, nên nhà đầu tư rất quan tâm tới giá và sản lượng điện thực tế.

Theo quy định hiện hành, việc xác định sản lượng điện bình quân là dựa trên thiết kế cơ sở được duyệt. Thiết kế cơ sở này hiện do chủ đầu tư lập và trình cơ quan nhà nước (Sở Công thương hoặc Bộ Công thương) thẩm định, thông qua.

“Thực tế là, đa phần dự án năng lượng tái tạo chuyển tiếp lập dự án ở thời điểm áp dụng giá FIT khá cao với điện gió và điện mặt trời. Giờ làm theo Thông tư 57/TT-BCT thì các thông số liên quan tới tổng mức đầu tư phải được rà soát và chuẩn chỉ về mặt thủ tục và phương pháp tính”, đại diện EPTC nhận xét.

Vì vậy, EPTC cho hay, trong tháng 3/2024, EPTC tiếp tục làm việc với các nhà máy, các Sở Công thương địa phương để rà soát trước các thông số liên quan đến quá trình tính giá chính thức, nhằm rút ngắn thời gian đàm phán khi Thông tư 57/TT-BCT sửa đổi được ban hành chính thức.

Tuy nhiên, việc rà soát và tính toán lại các thông số liên quan đến tổng mức đầu tư của các dự án sẽ là vấn đề đau đầu với chủ đầu tư.

“Mỗi dự án sẽ có giá khác nhau, dù không khác biệt nhiều. Để chứng minh đề xuất của mình với EPTC, chủ đầu tư cũng sẽ đau đầu, nhất là khi thực tế hiện nay, các chi phí đã đội lên rất nhiều so với giai đoạn trước, hay nhiều chi phí không dễ được chấp nhận như khi tính vo theo giá FIT cố định trước đây”, ông Bình nói.

Nhưng ngay cả khi được chấp nhận các chi phí và ký chính thức PPA cũng như có giá bán điện chính thức ở thời điểm này, thì dự án điện gió ở miền Tây nói trên cũng không dễ về đích sớm.

“Chúng tôi cần 18 tháng để triển khai dự án với quy mô gần 100 MW. Tuy nhiên, giấy phép đầu tư chỉ có hiệu lực tới giữa năm 2025. Như vậy, sẽ còn phải tốn thêm các chi phí khác để cập nhật lại các giấy tờ đã được cấp - vốn rất hoàn chỉnh về mặt pháp lý hiện nay”, đại diện doanh nghiệp nói.

Cũng theo đại diện doanh nghiệp trên, ngồi chờ và cõng thêm các chi phí phát sinh, khiến dự án ngày càng kém khả thi, mà bỏ cũng không dễ vì đã bỏ chi phí chuẩn bị đầu tư dự án, đường dây đấu nối lên tới hơn trăm tỷ đồng.