Dự án Nhà máy Điện gió Bạc Liêu với quy mô tổng cộng 99,2 MW, trong đó giai đoạn I có công suất 16 MW hiện đã hoàn tất đầu tư. Theo Công ty TNHH Xây dựng - Thương mại du lịch Công Lý (chủ đầu tư), 7/10 tuabin điện gió của giai đoạn I đã vận hành ổn định; 3 tuabin còn lại đang được nghiệm thu.

Giai đoạn I có tổng mức đầu tư được duyệt 775,4 tỷ đồng (trước thuế) cũng đã được điều chỉnh lên thành 963,383 tỷ đồng, tăng 24%.

Nguyên nhân điều chỉnh tổng mức đầu tư là do các trụ tuabin nằm ven biển, cách bờ khoảng 300 m, chịu ảnh hưởng của thủy triều, nên khi thủy triều cao, khu vực xây dựng ngập 1,5 - 2 m.

Điều này khiến thời gian thi công dài hơn, chi phí xây lắp, quản lý tăng cao.

Theo chủ đầu tư, chi phí đầu tư xây dựng móng trụ tại Dự án Nhà máy Điện gió Bạc Liêu là 12 tỷ đồng/trụ. Mức chi phí này cao hơn rất nhiều so với con số 5 tỷ đồng/trụ tuabin trong bờ.

Cũng bởi đặc thù của Dự án là phải đầu tư hệ thống cáp phục vụ việc lắp đặt đường dây 220 kV đấu nối giữa các tuabin về trạm nâng áp 22/110 kV, nên phải có hệ thống cầu dẫn đi kèm.

Chi phí cho hệ thống cầu dẫn này cũng được cho là khá cao, tới 10 tỷ đồng/km. Ngoài ra, do vị trí đấu nối Dự án vào hệ thống điện quốc gia so với trạm biến áp 110/220 kV hiện hữu, nên chủ đầu tư phải đầu tư thêm 18 km đường dây 110 kV.

Bên cạnh đó, do sử dụng nguồn tín dụng xuất khẩu của Ngân hàng Xuất nhập khẩu Hoa Kỳ (US EximBank), nên ràng buộc với việc dùng tuabin GE 1x6xle, xuất xứ từ Hoa Kỳ, cũng khiến giá thành công nghệ tăng cao. Với thực tế này, suất đầu tư của Dự án Nhà máy Điện gió Bạc Liêu là khoảng 2.371 USD/kW.

Về giá mua điện, chủ đầu tư đề nghị giá mua trong 10 năm đầu là 12 UScents/kWh, nghĩa là ngân sách sẽ hỗ trợ 4,2 UScents/kWh. 4 năm tiếp theo, giá được đề nghị là 10 UScents/kWh, hỗ trợ từ ngân sách là 2,2 UScents/kWh. Giá mua bán điện cho các năm còn lại là 6,8 UScents/kWh. Với mức hỗ trợ này, tỷ suất hoàn vốn nội bộ (IRR) sẽ là 15,12% và Dự án có hiệu quả về tài chính.

Nhận xét về giá bán điện mà Công ty TNHH Xây dựng - Thương mại du lịch Công Lý đề nghị, Bộ Công thương cho biết, một số chỉ tiêu của Dự án đã được chủ đầu tư xây dựng ở mức khá cao.

Cụ thể, chi phí bảo dưỡng và vận hành được chủ đầu tư tính là 35.000 USD/tuabin/năm và còn thêm chi phí quản lý 0,3% doanh thu. Chi phí dự phòng của Dự án là 546,18 tỷ đồng; cao hơn 10% so với mức quy định của Dự án (489,39 tỷ đồng). Ngoài ra, các chi phí khác (quản lý, tư vấn…) chiếm 22,02% tổng mức đầu tư (tương đương 26,6% chi phí thiết bị và xây lắp) cũng ở mức cao.

“Theo quy định hiện hành tại Thông tư 04/2010/TT-BXD của Bộ Xây dựng, các chi phí khác được quy định 10 - 15% tổng chi phí thiết bị và xây lắp”, Bộ Công thương nhận xét trong đánh giá gửi Chính phủ mới đây.

Với một loạt điều chỉnh các thông số liên quan, như IRR về 11,59%, lãi vay về 11,4%/năm, các chi phí khác về còn 15% tổng chi phí thiết bị, xây lắp theo quy định hiện hành, nhưng mức giá mua bán điện cho Dự án được Bộ Công thương đề nghị cũng không giảm là bao so với mức mà chủ đầu tư đưa ra.

Theo đó, giá mua điện cho 10 năm đầu được Bộ Công thương đưa ra là 11,5 UScents/kWh, giá cho 4 năm tiếp theo là 9,8 UScents/kWh. Các năm còn lại, hoặc theo phương án 6,8 UScents/kWh, hoặc theo quy định hiện hành tại thời điểm sau 14 năm Dự án vào vận hành thương mại và không bao gồm hỗ trợ từ ngân sách.

Khi đề xuất mức giá mua điện gió là 11,5 UScents/ kWh (tương đương 2.400 đồng/kWh), cao hơn tương đối so với mức giá bán lẻ điện vừa mới tăng (1.508,85 đồng/kWh) từ ngày 1/8/2013, Bộ Công thương cũng đồng thời đề nghị cho EVN và các đơn vị điện lực trên toàn quốc được tính toán và chuyển giá mua điện từ các dự án điện gió vào giá bán điện chung.

Điều này chắc chắn sẽ làm tăng chi phí sản xuất và mua điện của EVN. Như vậy, giá điện dù vừa tăng, vẫn tiếp tục phải theo sau chi phí sản xuất điện của cả nước.

T.Hương