Bất cập về giá điện là nguyên nhân chính khiến các dự án điện có quy mô lớn khó hoàn tất đàm phán hợp đồng mua bán điện

“Góc khuất” giá điện

Dù ông John Rockhold, Trưởng nhóm Công tác Điện và Năng lượng của Diễn đàn Doanh nghiệp Việt Nam thường niên (VBF) 2023 không đề cập trong phát biểu chính thức tại Phiên kỹ thuật của VBF, nhưng báo cáo của nhóm công tác này đã không ngần ngại đánh giá rằng, năng lực tài chính mạnh của Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) là một yếu tố vô cùng quan trọng đối với việc phát triển ngành điện bền vững, vì đó là cơ sở cho một hợp đồng mua bán điện (PPA) khả thi về mặt tài chính.

“EVN không thể tiếp tục trợ giá và chịu lỗ khi bán điện”, báo cáo của Nhóm Công tác Điện và Năng lượng nhấn mạnh.

Những ai thực sự quan tâm tới an ninh năng lượng trong khoảng 5 năm trở lại đây đều nhận thấy, nguyên nhân sâu xa của các nút thắt trong quá trình đàm phán và triển khai các dự án điện quy mô lớn (như điện gió ngoài khơi, điện khí LNG), hoặc xử lý những tồn tại trong các dự án điện gió, điện mặt trời dở dang chính là giá điện.

Trước khi Covid-19 bùng phát và khủng hoảng năng lượng diễn ra ở nhiều nước, tình hình tài chính của EVN vẫn ghi nhận các khoản lợi nhuận ở con số hàng ngàn tỷ đồng, không kể hàng ngàn tỷ đồng khác do chênh lệch tỷ giá ngoại tệ được tạm “treo lên”, chưa tính vào chi phí.

Tuy nhiên, việc giá nhiên liệu trên thế giới tăng đột biến trong 2 năm qua đã nhanh chóng khiến EVN gặp khó khăn về tài chính.

Trên thực tế, các nhà máy sản xuất ra điện vẫn bán cho EVN là chính. Trong khi đó, hàng loạt nhà máy điện BOT, điện gió, điện mặt trời đang áp dụng PPA có thời gian 20 năm, hoặc hưởng mức giá cố định cao hơn giá bán lẻ điện bình quân hiện hành. Như vậy, khó có thể “động viên suông” EVN gồng mình mua điện giá cao, rồi bán lại với giá thấp, tự gây thiệt hại nghiêm trọng cho mình.

Thời gian qua, nhiều nhà đầu tư trong và ngoài nước ở mảng năng lượng tái tạo liên tục kiến nghị về việc khung giá bán điện cho các dự án chuyển tiếp thấp hơn đáng kể so với mức giá FIT trước đây. Nhưng với thực tế nêu trên, kiến nghị này cũng không dễ được xem xét giải quyết.

Thực tế mua điện giá cao, bán điện giá thấp này cũng là nguyên nhân chính khiến các dự án điện mới có quy mô lớn khó hoàn tất đàm phán PPA để bước sang khâu xây dựng nhà máy.

Ông John Rockhold cũng nhận xét, Dự thảo Quy hoạch Điện VIII gần nhất có ước tính chi phí đầu tư là 142 tỷ USD (126 tỷ USD cho phát điện và 16 tỷ USD cho lưới truyền tải điện) trong giai đoạn 2021 - 2030 và phần lớn nguồn vốn đầu tư này phải đến từ khu vực tư nhân.

Nhưng như đã phân tích, khi giá bán lẻ điện của EVN chưa được tính đúng, tính đủ theo cơ chế thị trường, thì quá trình đàm phán PPA giữa EVN với các nhà đầu tư nguồn điện sẽ gặp nhiều thách thức. Đồng thời, nhà đầu tư sẽ muốn có thêm cơ chế hỗ trợ khác để đảm bảo lợi ích của mình. Đáng nói là, các cơ chế này cũng không thuộc quyền quyết định của EVN, nên tất cả lại dừng, chờ cơ quan chức năng cho ý kiến.

Ví dụ cụ thể nhất là Dự án Điện khí LNG Bạc Liêu. Sau khi được cấp Giấy chứng nhận đầu tư vào đầu năm 2020, tới thời điểm này, Dự án vẫn “loay hoay” để thực hiện theo đúng các quy định của pháp luật hiện hành.

Một ví dụ khác là việc tư nhân tham gia đầu tư truyền tải. Nội dung này đã được nêu trong Luật Điện lực sửa đổi, nhưng đến nay vẫn chưa có hướng dẫn cụ thể. Hiện giá truyền tải quá thấp, chỉ khoảng 86,25 đồng/kWh (chiếm 4,63% giá điện), theo các khuyến nghị, mức giá này cần được tăng lên 145,37 đồng/kWh trong giai đoạn 2021 - 2030.

Không khó thể nhận ra rằng, để hấp dẫn các nhà đầu tư, thì chi phí sản xuất điện nói chung phải tăng. Nếu không được bù đắp bằng việc tăng giá điện, thì khó có thể hút khối tư nhân đầu tư vào truyền tải điện đơn thuần.

Cơ chế Thí điểm mua bán điện trực tiếp chưa hoàn tất

Ngoài giá điện, một vấn đề được nhà đầu tư dự án năng lượng chờ đợi không kém là cơ chế Thí điểm mua bán điện trực tiếp giữa đơn vị phát điện từ năng lượng tái tạo với Khách hàng sử dụng điện lớn (DPPA).

Thừa nhận DPPA là cơ chế tốt, nhưng ông Nguyễn Tuấn Anh, Phó cục trưởng Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo (Bộ Công thương) cho hay, trong quá trình dự thảo cơ chế có phát sinh vấn đề thẩm quyền ban hành, nên phải xin ý kiến Chính phủ. Hiện Bộ Công thương, Bộ Tư pháp, Bộ Tài chính đang thống nhất về vấn đề thẩm quyền trước khi báo cáo các cấp cao hơn.

Tại nhiều cuộc làm việc với các cơ quan quản lý nhà nước trong nửa năm trở lại đây, EVN cho hay, nếu giá điện vẫn giữ nguyên mức áp dụng từ tháng 3/2019, thì đến hết tháng 5/2023, Công ty mẹ - EVN sẽ không còn tiền trong tài khoản. Tổng lỗ lũy kế hai năm 2022 - 2023 của EVN sẽ lên tới hơn 93.000 tỷ đồng, trong đó, năm 2022 là khoảng 28.000 tỷ đồng.

Dự kiến từ tháng 6/2023, Công ty mẹ - EVN sẽ thiếu hụt 3.730 tỷ đồng tiền thanh toán và đến tháng 12/2023, con số sẽ lên tới 28.206 tỷ đồng.

Theo tìm hiểu của phóng viên Báo Đầu tư, nhiều dự án điện mặt trời mái nhà ở cả 2 miền Nam, Bắc đã không được đấu nối lưới cho đến khi có yêu cầu, chỉ đạo của Chính phủ và Bộ Công thương. Nhiều khu công nghiệp cũng đã từ chối cấp phép đấu nối vào trạm biến áp của họ vì không có hướng dẫn từ Bộ Công thương.

Ví dụ về một trường hợp vướng mắc là, doanh nghiệp có nhu cầu sử dụng 10 MW điện cho hoạt động sản xuất, nhưng nay có ý định dùng 3 MW từ nguồn năng lượng tái tạo theo cơ chế DPPA, thì việc thỏa thuận cấp bù điện từ phía EVN cho doanh nghiệp vào những lúc không có nguồn điện tái tạo tại chỗ để đảm bảo hoạt động bình thường, ổn định sẽ như thế nào? Việc này chưa có hướng dẫn cụ thể từ phía cơ quan chức năng.

Bên lề Phiên họp kỹ thuật của VBF, đại diện nhiều doanh nghiệp có vốn đầu tư nước ngoài chia sẻ với phóng viên Báo Đầu tư, họ mong sớm có cơ chế DPPA để tận dụng được các nguồn năng lượng tái tạo tại chỗ, nhằm đạt mục tiêu giảm phát thải về 0. Đồng thời, nhà đầu tư cũng mong việc cấp điện được đảm bảo, không bị đội chi phí lên nhiều cũng như không muốn xảy ra tranh chấp trong quá trình vận hành sau này vì hướng dẫn chưa đầy đủ.