Hai năm vẫn loay hoay giá tạm tính

“85 dự án năng lượng tái tạo thuộc diện chuyển tiếp dù đã có đầy đủ cơ chế chính sách để đàm phán, nhưng đến nay, vẫn chưa có dự án nào ký được Hợp đồng mua bán điện (PPA) chính thức. Kể từ ngày 1/11/2021 đến nay là gần 3 năm với các dự án điện gió diện này. Chủ đầu tư không hấp hối thì mới lạ”, đại diện một dự án tỏ ra bức xúc khi trao đổi với phóng viên Báo Đầu tư.

Theo vị này, hiện tại, các dự án năng lượng tái tạo chuyển tiếp đã được công nhận vận hành thương mại vẫn chỉ được hưởng giá tạm bằng 50% khung giá trần theo Quyết định 21/QĐ-BCT ban hành tháng 1/2023. Như vậy, nhà đầu tư không đủ để trả gốc và lãi vay.

Đáng nói là, với số tiền còn lại, EVN chưa phải thanh toán, sau này cũng chỉ thanh toán bù trừ, chứ không tính lãi cho phần đó. “Lợi thế thì ai dại mà ký giá PPA chính thức”, vị này nhận xét và cho rằng, nếu Bộ Công thương không chỉ đạo xử lý dứt điểm, thì nhà đầu tư ngày càng nản chí.

Được biết, mới chỉ có một dự án năng lượng tái tạo chuyển tiếp được Công ty Mua bán điện trình Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN), nhưng lại cũng bị yêu cầu tính toán lại. Đó là chưa kể, nếu EVN có thông qua, thì cũng phải trình lên Cục Điều tiết điện lực xem xét thông qua mới ký được PPA chính thức.

Không chỉ các dự án chuyển tiếp chờ giải quyết, mà các nhà đầu tư đang quan tâm nhiều tới điện mặt trời mái nhà tự sản xuất, tự tiêu thụ có đấu nối với hệ thống điện quốc gia cũng mòn mỏi chờ quy định pháp lý đang soạn thảo.

Đó là chưa kể, quy định tổng công suất phát triển điện mặt trời mái nhà có nối lưới tại mỗi địa phương phải phù hợp với công suất được phê duyệt trong Kế hoạch thực hiện Quy hoạch Phát triển điện lực quốc gia đang gây thách thức khi con số phân bổ khá khiêm tốn so với tiềm năng và mục tiêu của địa phương.

Đơn cử, TP.HCM được phân 73 MW điện mặt trời mái nhà - một con số nhỏ so với mục tiêu đặt ra của Thành phố trong giai đoạn từ nay tới năm 2025 là 748 MWp và giai đoạn 2026-2030 là 1.505 MWp.

Lấn cấn đàm phán mua bán điện

Ông Nguyễn Duy Giang, Phó tổng giám đốc Tổng công ty Điện lực Dầu khí Việt Nam (PV Power) - đơn vị đang triển khai đầu tư Dự án điện khí LNG Nhơn Trạch 3&4 cho hay, theo kinh nghiệm của PV Power, dù dự thảo hợp đồng và nguyên tắc tính giá điện đã được quy định cụ thể tại Thông tư 07/2024/TT-BCT, nhưng thời gian đàm phán PPA sẽ không dưới 2 năm, thậm chí là 5 năm vẫn không thống nhất được giá chính thức.

Đáng nói là, việc thu xếp vốn phụ thuộc lớn vào PPA.

“Do không có bảo lãnh Chính phủ, việc thu xếp vốn vô cùng khó khăn, các tổ chức tín dụng yêu cầu chủ đầu tư phải có cam kết sản lượng điện hợp đồng (Qc) dài hạn để họ đánh giá hiệu quả của dự án. Tuy nhiên, quá trình đàm phán PPA kéo dài và cũng chưa thể đàm phán hợp đồng mua bán khí dài hạn do không có Qc dài hạn”, ông Giang nhận xét.

Bên cạnh đó, việc sản lượng điện hợp đồng được đơn vị vận hành hệ thống điện thông báo hàng tháng, trong khi nhiên liệu đầu vào theo kế hoạch năm cũng gây khó khăn cho nhà đầu tư nhà máy điện khí LNG.

“Với đặc thù mua LNG phải cam kết sử dụng 100% lượng khí mua, Qc chính là điều kiện tiên quyết để chủ đầu tư nhà máy điện lập đầu bài đi mua LNG dài hạn. Về phía bên mua điện, lo ngại giá LNG cao dẫn tới bên mua điện không muốn thỏa thuận Qc dài hạn. Tuy nhiên, trong giá thành phát điện của nhà máy điện LNG, thành phần giá biến đổi, điều chỉnh theo chi phí LNG chiếm 75-85%. Nếu không có Qc dài hạn, PV Power không có cơ sở để cam kết khối lượng khí dài hạn và chỉ có thể xem xét mua theo hợp đồng dài hạn với khối lượng cam kết Qc tối thiểu (khoảng 21% sản lượng phát nhiều năm) và phần còn lại sẽ mua theo chuyến. Điều này sẽ làm tăng giá điện, ảnh hưởng tới thị trường điện Việt Nam và không đảm bảo được sản lượng điện phát khi hệ thống yêu cầu”, đại diện PV Power nói.

Ở các dự án điện gió ngoài khơi, ông Nguyễn Tuấn, Trưởng ban Thương mại (Tổng công ty Dịch vụ Kỹ thuật Dầu khí Việt Nam - PTSC) cho biết, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (Petrovietnam) và PTSC đã kiến nghị 17 vấn đề với mục tiêu làm rõ định hướng và chính sách phát triển, nhưng mới chỉ có 4 chỉ tiêu được tiếp thu.

Các kiến nghị chưa được tiếp thu, gồm định hướng, mô hình cho các giai đoạn phát triển; thể chế hóa được vai trò của Petrovietnam theo Kết luận số 76-KL/TW của Bộ Chính trị; thống nhất về đầu mồi quản lý và vai trò của Chính phủ; sự đồng bộ giao đất với khu vực biển; cơ chế rõ ràng cho xuất khẩu điện gió ngoài khơi.

Điều này dẫn đến không rõ ràng về trình tự, thủ tục cho điện gió ngoài khơi, thiếu cơ chế để phát triển các dự án bền vững; tạo khoảng trống pháp lý cho xuất khẩu điện gió ngoài khơi; không tạo đòn bẩy để đầu tư, phát triển chuỗi cung ứng điện gió ngoài khơi tại Việt Nam.

“Các dự án điện gió ngoài khơi là lĩnh vực mới ở Việt Nam rất cần cơ chế thí điểm, do đó, PTSC kiến nghị Dự thảo luật giao Chính phủ, Thủ tướng Chính phủ quyết định phân kỳ các giai đoạn phát triển của ngành; tiêu chí lựa chọn nhà đầu tư, phân cấp thẩm quyền, thủ tục phê duyệt chủ trương; phát triển thí điểm các dự án điện gió ngoài khơi phục vụ trong nước và xuất khẩu”, ông Nguyễn Tuấn nói.

Chia sẻ thực tế này, TS. Dư Văn Toán, Viện Khoa học môi trường, biển và hải đảo (Bộ Tài nguyên và Môi trường) cho biết, những vướng mắc của dự án điện gió ngoài khơi theo xác định của Bộ Công thương là chưa rõ cấp có thẩm quyền giao khu vực biển, cho phép hay chấp thuận cho các tổ chức sử dụng khu vực biển để thực hiện các hoạt động đo đạc, quan trắc, điều tra, thăm dò, khảo sát nhằm phục vụ lập dự án điện gió ngoài khơi.

Quy hoạch không gian biển quốc gia chưa được phê duyệt, nên chưa có cơ sở triển khai thực hiện Quy hoạch Điện VIII.