Cơ chế giá chuyển tiếp cho năng lượng tái tạo chưa phù hợp
Theo thống kê của Bộ Công Thương, hiện có 84 dự án năng lượng tái tạo (công suất hơn 4.676 MW) bị chậm tiến độ vận hành thương mại so với kế hoạch.
Trong đó, 34 dự án chuyển tiếp (28 dự án điện gió, 6 điện mặt trời) tổng công suất gần 2.091 MW đã hoàn thành thi công, thử nghiệm. Số dự án này không được hưởng giá điện ưu đãi cố định (giá FIT) trong 20 năm theo các quyết định trước đây.
Ông Đỗ Văn Bình - Giám đốc Công ty Năng lượng tái tạo Đại Dương cho biết, hiện nay, chủ đầu tư cho điện sạch hết sức khó khăn, chính sách thiếu hoặc chưa hoàn chỉnh.
Các doanh nghiệp rất trăn trở vì khung giá điện chuyển tiếp cho năng lượng tái tạo do Tập đoàn Điện lực Việt Nam xây dựng không đủ bù đắp cho các vấn đề đã đầu tư. Nếu khung giá này áp dụng cho các dự án sắp tới thì khác.
Việc đưa các công thức tính toán hiện nay cũng được các nhà đầu tư cho là không thỏa đáng, bởi dựa trên các thông số sản lượng điện phát cao nhất, vốn đầu tư nhỏ nhất để ra giá tối ưu trong khi thực tế thì không vận hành được mức đó, gây bất lợi cho các doanh nghiệp.
Là một trong 36 nhà đầu tư đã ký tên trong đề nghị mới gửi tới Thủ tướng Chính phủ về khắc phục những bất cập trong cơ chế giá phát điện cho các dự án năng lượng tái tạo chuyển tiếp, bà Nguyễn Thị Thanh Bình - Phó Tổng Giám đốc T&T Group cho hay, Quyết định 21 của Bộ Công Thương được ban hành có phần vội vàng.
"Các nhà đầu tư bị ảnh hưởng trực tiếp đã không được hỏi ý kiến. Việc tính toán cũng chưa thuê tư vấn độc lập và các tính toán này chưa phù hợp với thực tế và hồ sơ của nhà đầu tư đã gửi EVN", bà Bình nói.
Theo đại diện Công ty Mua - bán điện (EPTC), đơn vị này đã lập 3 tổ rà soát hồ sơ, đàm phán giá điện. Để gỡ khó cho các dự án trong khi Bộ Công Thương chưa có hướng dẫn cách tính giá điện, EVN đề xuất Bộ này phương án tính giá theo chiết khấu dòng tiền.
Theo đó, giá điện sẽ gồm hai thành phần, là giá cố định và giá vận hành, bảo dưỡng (tương tự các nhà máy thuỷ điện). Giá cố định xác định theo phương pháp dòng tiền tương tự phương pháp quy định tại Thông tư 57/2020 với các thông số đầu vào, như tổng mức đầu tư, thông số tài chính theo thực tế vay, giải ngân.
Nguyên tắc xác định giá này, theo Tập đoàn Điện lực Việt Nam, đảm bảo để các chủ đầu tư trả các khoản chi phí hợp lý toàn bộ vòng đời kinh tế dự án; tỉ suất sinh lời nội tại (IRR) dự án không quá 12% và giá hợp đồng mua bán điện nằm trong khung giá Bộ Công Thương ban hành.
Doanh nghiệp điện mặt trời lo phá sản
Mới đây, các doanh nghiệp điện mặt trời cho biết họ đầu tư theo Quyết định 13 năm 2020 của Thủ tướng về cơ chế khuyến khích phát triển điện mặt trời tại Việt Nam. Các nhà đầu tư đã hoàn tất đầu tư trước 31.12.2020 theo thời hạn quy định và đã ký hợp đồng mua bán điện với các đơn vị thành viên của Tập đoàn Điện lực Việt Nam.
Trục trặc phát sinh khi hợp đồng mua bán điện đang diễn ra thì ngành điện yêu cầu các nhà đầu tư phải bổ sung hồ sơ phòng cháy chữa cháy và giấy phép xây dựng của hệ thống điện mặt trời mái nhà.
Ông Phan Thanh Lâm - Giám đốc Công ty cổ phần đầu tư năng lượng tái tạo Bình Dương Xanh cho biết, các nhà đầu tư đã đầu tư theo Quyết định 13 năm 2020 của Thủ tướng Chính phủ, nhưng các hướng dẫn, yêu cầu của bộ ngành về xây dựng, phòng cháy thì lại được đưa ra sau.
Các dự án điện mặt trời mái nhà tại Bình Dương có công suất khoảng 800MW, chi phí đầu tư lên tới khoảng 12.000 tỉ đồng và đã có đóng góp vào việc cung cấp điện, ổn định sản xuất và góp phần bảo vệ môi trường.
Các doanh nghiệp điện mặt trời mái nhà cho biết, họ đứng trước nguy cơ phá sản nếu Tập đoàn Điện lực Việt Nam ngưng hợp đồng, tách đấu nối khỏi lưới điện - vì hầu hết các dự án phải vay ngân hàng.
Theo ông, điện mặt trời mái nhà là lĩnh vực năng lượng tái tạo được khuyến khích đầu tư, vì vậy, các doanh nghiệp rất mong muốn được ngành điện và cơ quan chức năng tháo gỡ những vướng mắc về quy định pháp luật cho các dự án điện mặt trời.
