84 dự án không kịp về đích: Ngổn ngang lo phá sản

Theo các nhà đầu tư, do ảnh hưởng nặng nề của đại dịch Covid-19, có 84 dự án năng lượng tái tạo với tổng công suất là 4.871,62 MW (trong đó gồm có 4.184,8 MW điện gió và 491,82 MWac điện mặt trời) đã bị chậm tiến độ vận hành thương mại (COD) so với kế hoạch (dự án chuyển tiếp).

Chính việc chậm tiến độ này làm cho các dự án này không kịp hưởng giá điện cố định (FIT) như được quy định tại Quyết định số 39/2018/QĐ-TT (Quyết định 39) với điện gió và Quyết định số 13/2020/QĐ-TTg (Quyết định 13) với điện mặt trời.

Trong đó đặc biệt là nhóm 34 dự án với tổng công suất 2.090,97 MW (gồm 28 dự án điện gió với tổng công suất 1.638,35 MW và 6 dự án điện mặt trời với tổng công suất 452,62 MWac) đã hoàn tất thi công và hoàn thiện công tác thử nghiệm đảm bảo đủ điều kiện huy động (theo thông tin cập nhất tới tháng 3/2023).

Tiếp đó, các nhà đầu tư đã phải chờ đợi trong thời gian dài để Chính phủ ban hành cơ chế giá phát điện mới làm tiền đề cho việc thỏa thuận giá bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN).

Tuy nhiên, các nhà đầu tư này dường như đã rất thất vọng với các chính sách áp dụng cho các dự án năng lượng tái tạo chuyển tiếp được Bộ Công thương ban hành gồm Thông tư số 15/2022/TT-BCT quy định về phương pháp xây dựng khung giá phát điện nhà máy điện mặt trời, điện gió chuyển tiếp; Quyết định số 21/QĐ-BCT về ban hành khung giá điện nhà máy điện mặt trời, điện gió chuyển tiếp (Quyết định 21) và Thông tư số 01/2023/TT-BCT bãi bỏ một số quy định tại các Thông tư 02 và Thông tư 18 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định thực hiện phát triển dự án điện gió, điện mặt trời và hợp đồng mua bán điện mẫu.

“Trái ngược với mong chờ, các quy định tại Quyết định 21 và Thông tư 01 đã khiến nhà đầu tư vô cùng lo lắng và quan ngại sâu sắc do các điểm bất cập về pháp lý cũng như về hiệu quả tài chính, làm cho chúng tôi có thể lâm vào tình trạng thua lỗ và phá sản”, kiến nghị viết.

Thậm chí, các nhà đầu tư cũng cho rằng, các văn bản trên đây sẽ ảnh hưởng nghiêm trọng tới các mục tiêu phát triển bền vững mà Bộ Chính trị và Chính phủ đã đề ra. Đó là bởi “cơ chế giá phát điện thiếu hợp lý sẽ ảnh hưởng tiêu cực tới môi trường đầu tư, khả năng thu hút đầu tư trong và ngoài nước cũng như đến xã hội - môi trường liên quan trên bình diện quốc gia lẫn địa phương”.

 “Về lâu dài, cơ chế giá không đạt hiệu quả sẽ dẫn đến việc dừng hoặc chậm đầu tư các dự án năng lượng, dẫn tới không đảm bảo an ninh năng lượng, không thực hiện được các chính sách và cam kết về chuyển dịch năng lượng, giảm phát thải carbon và lộ trình cắt giảm khí thải của Chính phủ, đồng thời làm suy giảm cơ hội tạo chuỗi cung ứng nội địa và tạo việc làm cho người dân địa phương”, các nhà đầu tư này nhận xét.

Nguồn cơn từ giá mua điện

Các nhà đầu tư cũng chỉ ra các điểm chưa phù hợp trong việc ban hành cơ chế giá phát điện cho các dự án chuyển tiếp.

Cụ thể là quá trình ban hành Quyết định 21 dường như quá vội vàng, chưa bảo đảm việc thẩm định và lấy ý kiến một cách kỹ lưỡng. Việc giao cho EVN/EPTC làm công tác xác định giá và sử dụng kết quả đề xuất chưa qua tham vấn với bên tư vấn độc lập là chưa phù hợp với thực tiễn.

Cạnh đó, cơ chế giá phát điện cho dự án điện mặt trời áp dụng từ ngày 1/1/2021 và dự án điện gió áp dụng từ 1/11/2021 chưa được Bộ Công Thương đề xuất, trình Thủ tướng Chính Phủ xem xét và quyết định theo quy định tại Quyết định 13 và Quyết định 39.

Cũng qua rà soát lại các căn cứ ban hành Quyết định 21, các nhà đầu tư thấy rằng không có tham chiếu nào đề cập tới văn bản chỉ đạo, phê duyệt của Thủ tướng Chính phủ về nội dung này. Như vậy, có thể hiểu rằng Bộ Công Thương tiến hành dự thảo Quyết định 21 đã không tham vấn hoặc chưa có sự chấp thuận, phê duyệt về mặt nguyên tắc từ Thủ tướng Chính phủ theo chỉ đạo tại Quyết định 13 và Quyết định 39.

Về phương pháp tính toán của EVN cũng được cho là có nhiều điểm chưa phù hợp trong việc sử dụng tổng mức đầu tư của dự án không bao gồm 10% chi phí dự phòng để tính khung giá điện; biện giải các giá trị trung bình năm bình quân của các nhà máy điện mặt trời dựa trên khu vực có cường độ bức xạ cao nhất; viện dẫn sản lượng giao nhận bình quân của các nhà máy điện gió mà không tính tới tình hình cắt giảm; lựa chọn nhà máy điện mặt trời Phước Thái 2 có công suất cao hơn định nghĩa nhà máy chuẩn tại Thông tư 15 làm cơ sở đề xuất giá; và loại bỏ các dự án có kết quả tính toán giá phát điện cao hơn giá FIT trước đây khỏi dữ liệu tính toán.

Kết quả là giá phát điện đề xuất của EVN không bảo đảm được nguyên tắc tỷ suất lợi nhuận sau thuế (IRR) đạt 12% cho nhà đầu tư tại Thông tư 15; và mối tương quan giữa giá phát điện của các dự án điện gió và thực tế giá bán lẻ điện bình quân của EVN gần đây đã tăng lên.

Lo không ổn định đầu ra

Với Thông tư 01, các nhà đầu tư cho rằng, đã bãi bỏ 03 nội dung quan trọng tại Thông tư 18/2020/TT-BCT và Thông tư 02/2019/TT-BCT ở 3 nội dung lớn. Đó là bãi bỏ thời hạn áp dụng giá mua điện trong thời hạn 20 năm; bãi bỏ điều khoản chuyển đổi tiền mua điện sang USD và bãi bỏ điều khoản về trách nhiệm mua toàn bộ sản lượng từ dự án điện gió nối lưới tại điểm giao nhận.

Như vậy, cùng với một khung giá điện bất hợp lý của Quyết Định 21, việc xóa bỏ các chính sách khuyến khích theo Thông tư 01 trên đây sẽ làm thay đổi mô hình tài chính, làm mất khả năng tiếp cận vốn vay và quản lý rủi ro của dự án, khiến nhà đầu tư đứng trước nguy cơ thất bại về tài chính, phá sản và làm các nhà đầu tư tiềm năng không dám mạo hiểm đầu tư phát triển năng lượng tái tạo, qua đó dẫn đến các hệ lụy liên quan tới nền kinh tế, xếp hạng tín dụng và uy tín quốc gia. Bởi vậy, các nhà đầu tư cũng đề nghị Thủ tướng Chính phủ xem xét chỉ đạo Bộ Công Thương nghiên cứu tính toán lại khung giá điện tại Quyết định 21 với một số điểm chính.

Đó là tuân thủ đầy đủ các thủ tục về đề xuất và ban hành khung giá phát điện cho dự án chuyển tiếp; thực hiện thuê đơn vị tư vấn độc lập tính khung giá phát điện và tuân thủ các yêu cầu về tham vấn với Hội đồng Tư vấn và Bộ Tài Chính nhằm bảo đảm tính khách quan, minh bạch. Đồng thời khắc phục những điểm chưa phù hợp trong tính toán như đã nêu trên đây.

Cạnh đó, các hợp đồng mẫu này cần giữ lại các chính sách khuyến khích cho năng lượng tái tạo gồm, thời hạn áp dụng giá mua điện cho dự án chuyển tiếp là 20 năm; cho phép chuyển đổi giá sang tiền USD và được điều chỉnh theo biến động tỷ giá đồng/USD hoặc có quy định về tỷ lệ lạm phát/trượt giá trong giá phát điện. Đặc biệt, quy định trách nhiệm mua toàn bộ sản lượng điện từ dự án năng lượng tái tạo với giá mua điện tại điểm giao nhận.

Cũng trong thời gian chờ đợi chính sách mới, nhà đầu tư kiến nghị Thủ tướng Chính phủ chỉ đạo các Bộ Công Thương và các cơ quan hữu quan cho phép các dự án chuyển tiếp đã hoàn tất đầu tư xây dựng được đưa vào vận hành, ghi nhận sản lượng phát điện lên lưới và sẽ được thanh toán cho sản lượng điện này sau khi quá trình đàm phán giá điện theo khung giá mới đã hoàn tất.

Do các nhà đầu tư đã phải chờ đợi hơn 26 tháng đối với các dự án điện mặt trời và 16 tháng đối với dự án điện gió, công tác xây dựng cơ chế giá mới và đưa nhà máy vào vận hành ghi nhận sản lượng điện nên được thực hiện song song.

Điều này cũng giúp tránh việc việc lãng phí tài nguyên điện sạch, nguồn lực đầu tư cũng như góp phần bảo đảm an ninh năng lượng.