Dự án điện gió, điện mặt trời ở tỉnh Bình Thuận

Đối với các trường hợp này, sẽ không thực hiện hồi tố, ký biên bản, ký tắt dự thảo Hợp đồng sửa đổi bổ sung Hợp đồng mua bán điện hiện hữu.

Theo Văn bản số 2110/EVN-TTĐ+PC ngày 26/4, EVN giao EPTC khẩn trương đàm phán, thống nhất mức giá tạm thời cho đến khi hai bên thoả thuận được mức giá điện chính thức, không thực hiện hồi tố, ký biên bản, ký tắt dự thảo Hợp đồng sửa đổi bổ sung Hợp đồng mua bán điện hiện hữu đối với các dự án NLTT chuyển tiếp có hồ sơ đề nghị đàm phán giá điện mà kết quả rà soát giá điện >50% giá trấn của khung giá phát điện, nhưng chủ đầu tư dự án đề xuất áp dụng mức giá tạm thời < 50% giá trần của khung giá phát điện quy định tại Quyết định số 21/QĐ-BCT.

Bên cạnh đó, EVN cũng yêu cầu EPTC rà soát và ký biên bản với chủ đầu tư các dự án NLTT chuyển tiếp chi tiết các văn bản, thủ tục pháp lý còn thiếu so với yêu cầu của Thông tư số 15/2022/TT- BCT ngày 3/10/2022 cũng như dự kiến thời gian chủ đầu tư dự án NLTT chuyển tiếp hoàn thiện các thủ tục trên. Đồng thời bổ sung điều khoản về hoàn thiện các thủ tục pháp lý là điều kiện để Hợp đồng sửa đổi bổ sung Hợp đồng mua bán điện có hiệu lực.

EPTC tiếp tục khẩn trương thực hiện đàm phán giá điện chính thức của các Dự án NLTT chuyển tiếp và báo cáo kết quả về Tập đoàn trước ngày 5/5/2023.

Thông tin cập nhật đến nay đã có 25 hồ sơ dự án NLTT chuyển tiếp được gửi đến EPTC để chuẩn bị cho việc đàm phán giá mua bán điện. Trong quá trình nộp hồ sơ, một số chủ đầu tư đã đề xuất việc huy động công suất các nhà máy đã đáp ứng đủ các điều kiện vận hành thương mại và được áp dụng mức giá tạm thời trong khi chờ hai bên thỏa thuận được mức giá mua bán điện chính thức.

Trước đó, tại Hội nghị EVN gặp gỡ các chủ đầu tư dự án NLTT chuyển tiếp ngày 20/3, thay mặt 36 nhà đầu tư đã gửi đơn kiến nghị tới Thủ tướng Chính phủ, bà Nguyễn Thị Thanh Bình, Phó Tổng giám đốc Công ty Cổ phần Tập đoàn T&T, đã đề xuất mức giá tạm bằng 90% giá điện nhập khẩu (6,95 US cent/kWh), tức khoảng 6,2 cent, tương đương gần 1.500 đồng/kWh. Giải thích về lý do đưa ra mức giá nói trên, bà Bình cho biết: “Mức giá này vẫn đảm bảo thấp hơn khung giá trần của Bộ Công Thương (1.508 – 1.587 đồng/kWh).

Theo ông Somsak Chutanan, chuyên gia tư vấn của Tập đoàn Phát triển Năng lượng Gulf, nên có công thức tính toán riêng cho từng dự án, thay vì áp dụng công thức chuẩn 50 MW cho tất cả các dự án. Cũng như các chủ đầu tư khác, ông Chutanan kỳ vọng giá điện sẽ được quy đổi sang USD và điều chỉnh theo biến động của tỷ giá VND/USD hoặc quy định về tỷ lệ lạm phát/trượt giá phát điện.

Đối với dự án của Gulf, ông Chutanan cho biết: “Hồ sơ tài liệu dự án đã được gửi đến EPTC. Chúng tôi rất muốn biết bước tiếp theo bao gồm khung thời gian và mục tiêu để sửa đổi hợp đồng mua bán điện (PPA), để doanh nghiệp sớm được quay trở lại hoạt động kinh doanh. Đối với việc huy động công suất của dự án, chúng tôi đề nghị được đấu nối hệ thống, ghi nhận điện năng và việc thanh toán sẽ tiến hành sau khi hoàn thành đàm phán giá xong”.

Ngày 18/4 vừa qua, EVN cũng đã yêu cầu EPTC căn cứ văn bản 1120/ĐĐQG-PT+TTĐ ngày 11/4 của Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia (A0) về việc cập nhật tính toán đánh giá vận hành lưới điện năm 2023 có xét đến khả năng giải tỏa công suất cụm các nhà máy điện NLTT chuyển tiếp để xem xét trong quá trình đàm phán.

Trong khi đó, đối với một loạt vướng mắc để thực hiện quá trình đàm phán đối với các dự án NLTT chuyển tiếp như về thời hạn hợp đồng đối với dự án điện mặt trời, phương pháp xác định giá đàm phán (thông số đầu vào, nguyên tắc xác định giá điện), sản lượng điện dùng để tính toán giá điện, tỷ lệ vốn chủ sở hữu, lãi vay, tỷ suất lợi nhuận trên vốn... mà EVN nêu tại văn bản gửi Bộ Công Thương ngày 30/3, đến nay vẫn chưa được Bộ hướng dẫn cụ thể.

Khi đầu tư vào một công trình điện gió tốn hàng nghìn tỷ đồng, các nhà đầu tư đã phải tính toán kỹ lưỡng, cũng như lường trước những rủi ro. Tuy nhiên, những vấn đề phát sinh nằm ngoài dự đoán như dịch Covid-19 đã khiến các dự án này không những lỡ thời hạn hưởng giá FIT mà còn phát sinh thêm nhiều chi phí khiến bài toán đầu tư bị đổ bể.

Thêm nữa, điện năng sản xuất ra không được huy động để tạo doanh thu mà vẫn phải tốn chi phí nhân công, bảo trì, bảo dưỡng thường xuyên để luôn sẵn sàng cho việc hòa lưới, chưa kể khoản trả lãi ngân hàng trung bình 8-10%/năm. Chi phí đầu tư và vận hành dự án tham khảo tại một số dự án điện gió trong hơn 1 năm qua doanh nghiệp phải chi trung bình khoảng 400.000 USD/năm.