Những 'nút thắt' trong cơ chế giá cho dự án điện chuyển tiếp

34 trường hợp (gồm 28 dự án điện gió có tổng công suất khoảng 1.638MW và 6 dự án điện mặt trời với tổng công suất 452,62Mwac) thuộc danh mục 84 dự án điện chuyển tiếp rơi vào tình trạng chậm tiến độ vận hành thương mại (COD) so với kế hoạch. Việc chậm tiến độ này làm cho các dự án không kịp hưởng giá điện cố định (FIT) theo Quyết định 39 năm 2018 và Quyết định 13 năm 2020 của Thủ tướng.

Sau một thời gian chờ đợi, các chính sách áp dụng cho các dự án chuyển tiếp gần đây đã được Bộ Công thương ban hành theo các văn bản gồm: Thông tư 15 ngày 3/10/2022, Quyết định 21 và Thông tư 01 hồi tháng 1/2023.

Tuy nhiên, các nhà đầu tư tỏ ra lo lắng về các điểm bất cập về pháp lý cũng như hiệu quả tài chính về các quy định tại Quyết định 21 và Thông tư 01, có thể làm cho nhà đầu tư thua lỗ và phá sản.

Thứ nhất, "Quá trình Bộ Công thương 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", văn bản kiến nghị nêu.

Theo nhà đầu tư, EVN và EPTC là bên mua điện nên luôn mong muốn xây dựng cơ chế giá mua đầu vào rẻ nhất, do đó không đảm bảo tính khách quan để đánh giá các tác động kinh tế, xã hội làm cơ sở xây dựng một chính sách có ảnh hưởng lớn tới nhiều đối tượng. Điều này làm mất tính khách quan, minh bạch của cơ chế thị trường theo quan điểm chỉ đạo tại Nghị quyết 11-NQ/TW (khóa XII) và Nghị quyết 21-NQ/TW (khóa X).

Đồng thời, chỉ trong khoảng 7 ngày từ khi EPTC có kết quả rà soát tính toán, Bộ Công thương ban hành khung giá phát điện chính thức cho dự án chuyển tiếp với mức giá không quá khác biệt so với mức giá đề xuất trước đó vào tháng 11-12/2022.

Qua đó có thể thấy Khung giá phát điện chính thức được ban hành rất gấp gáp và các cơ quan tham gia nghiên cứu, rà soát và ban hành khung giá phát điện đã không có đủ thời gian để thực hiện các bước thẩm định, lấy ý kiến theo quy định tại Thông tư 15 và yêu cầu tại cuộc họp ngày 23/12/2022 về thực hiện Thông tư 15.

Thứ hai, cơ chế giá phát điện cho dự án điện mặt trời áp dụng từ 1/1/2021 và dự án điện gió áp dụng từ 1/11/2021 chưa được Bộ Công thương đề xuất, trình Thủ tướng xem xét và quyết định theo quy định tại Quyết định 13 và Quyết định 39. Cụ thể viện dẫn, đối với cơ chế giá phát điện cho các dự án chuyển tiếp, Bộ Công thương có nghĩa vụ “nghiên cứu và báo cáo Thủ tướng Chính phủ phê duyệt” theo Quyết định 13 và “đề xuất, trình Thủ tướng Chính phủ xem xét, quyết định” theo Quyết định 39.

Rà soát lại các căn cứ ban hành Quyết định 21, tập thể nhà đầu tư đánh giá, không có tham chiếu nào đề cập tới văn bản chỉ đạo, phê duyệt của Thủ tướng 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 theo chỉ đạo tại Quyết định 13 và Quyết định 39.

Tiếp theo là vấn đề nội dung. Quyết định 21 có các điểm chưa tuân thủ Thông tư 15 nói riêng và các quy định pháp luật hiện hành có liên quan nói chung.

Cụ thể, phương pháp tính toán của EVN có nhiều điểm chưa phù hợp (thể hiện ở một số việc như: 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; loại bỏ các dự án có kết quả tính toán giá phát điện cao hơn giá FIT trước đây khỏi dữ liệu tính toán).

Từ đây, dẫn tới hậu quả là kết quả tính toán giá phát điện đề xuất của EVN không bảo đảm các nội dung như: 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.

Nhà đầu tư nhấn mạnh, các vấn đề về thủ tục và nội dung nêu trên đã dẫn tới một khung giá điện bất hợp lý, và sẽ dẫn đến thiệt hại vô cùng lớn cho nhà đầu tư khi áp dụng, ảnh hưởng tới môi trường đầu tư và tính ổn định của chính sách.

Về Thông tư 01, văn bản đưa ra các quy định áp dụng cho các dự án chuyển tiếp với nhiều hạn chế và bất lợi hơn so với chính sách trước đây. Thông tư 01 đã bãi bỏ 3 nội dung quan trọng tại Thông tư 18 (do Bộ Công thương ban hành tháng 7/2020) quy định về phát triển dự án và hợp đồng mua bán điện mẫu áp dụng cho các dự án điện mặt trời và Thông tư 02 (Bộ Công thương ban hành tháng 1/2019) quy định thực hiện phát triển dự án điện gió và hợp đồng mua bán điện mẫu cho các dự án điện gió.

3 nội dung quan trọng bị bãi bỏ gồm: thời hạn áp dụng giá mua điện trong thời hạn 20 năm; điều khoản chuyển đổi tiền mua điện sang USD; điều khoản về trách nhiệm mua toàn bộ sản lượng từ dự án điện gió nối lưới tại điểm giao nhận.

"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", 36 nhà đầu tư nêu rõ trong văn bản kiến nghị.

Nhà đầu tư nêu rõ ảnh hưởng của Thông tư 01 tới các dự án chuyển tiếp như sau.

Với điều khoản Bãi bỏ thời hạn áp dụng giá mua điện trong thời hạn 20 năm: Không thể xác định rõ ràng giá bán điện sẽ áp dụng trong vòng bao lâu. Nếu khung giá mua điện áp dụng trong thời gian ngắn, các tổ chức tài chính sẽ không tính được hiệu quả của dự án và chắc chắn sẽ không tài trợ vốn cho nhà đầu tư.

Với điều khoản Bãi bỏ điều khoản chuyển đổi tiền mua điện sang USD: Trước đây giá FIT được chuyển đổi sang tiền USD và được điều chỉnh theo biến động tỷ giá đồng/USD. Trong bối cảnh biên độ thay đổi tỷ giá giữa Đồng Việt Nam và các ngoại tệ khác thay đổi hàng năm, nếu không được quy đổi sang USD hoặc có quy định về tỷ lệ lạm phạt hoặc trượt giá trong giá bán, các nhà đầu tư sẽ không lường trước được rủi ro và không dám mạo hiểm đầu tư phát triển dự án vì hầu hết thiết bị lắp đặt cho các dự án năng lượng tái tạo hiện nay được nhập khẩu từ nước ngoài.

Đặc biệt là hệ quả từ việc bãi bỏ điều khoản Bên mua điện có trách nhiệm mua toàn bộ sản lượng điện từ dự án điện gió nối lưới với giá mua điện tại điểm giao nhận điện.

Nghị Quyết 55 đã nêu rõ nhiệm vụ và giải pháp chủ yếu của Nghị quyết, đó là: “Xây dựng các cơ chế, chính sách đột phá để khuyến khích và thúc đẩy phát triển mạnh mẽ các nguồn năng lượng tái tạo nhằm thay thế tối đa các nguồn năng lượng hoá thạch. Ưu tiên sử dụng năng lượng gió và mặt trời cho phát điện”.

Việc Bộ Công thương bãi bỏ các điều khoản về trách nhiệm mua toàn bộ sản lượng tự các dự án năng lượng tái tạo đồng nghĩa với việc các nhà đầu tư không còn được hưởng ưu tiên trong việc huy động công suất như trước nữa. Từ đó, xác suất cắt giảm công suất thường xuyên đối với các dự án điện gió, điện mặt trời là rất cao, đi ngược lại với tinh thần ưu tiên sử dụng năng lượng tái tạo nhằm thay thế tối đa năng lượng hóa thạch của Nghị Quyết 55.

Song Hà

Nguồn:https://theleader.vn/nhung-nut-that-trong-co-che-gia-cho-du-an-dien-chuyen-tiep-1678941103863.htm