Hàng ngàn tỉ đồng đầu tư điện gió, điện mặt trời có nguy cơ phải tiếp tục "đắp chiếu" và chờ cơ chế hướng dẫn dù đã qua thời hạn mà Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) phải thực hiện việc đàm phán giá điện với các chủ đầu tư các dự án chuyển tiếp là 31-3 khi mới chỉ có 6/85 nhà đầu tư nộp hồ sơ mua bán điện.

Trao đổi với Tuổi Trẻ chiều muộn 31-3, các chủ đầu tư điện mặt trời khẳng định vẫn muốn nộp hồ sơ nhưng gặp vướng trong việc đáp ứng các yêu cầu, thủ tục. Ngoài ra các doanh nghiệp (DN) mong muốn được sớm đẩy điện lên lưới, tránh lãng phí các nguồn lực.

Muốn đàm phán nhưng vướng hồ sơ

Chiều 31-3, ông Trần Minh Tiến, chủ bốn dự án điện gió tại Gia Lai và Quảng Trị, cho biết cả bốn nhà máy đều rơi vào diện dự án chuyển tiếp, chưa thể bán điện suốt một năm rưỡi. Theo ông Tiến, không phải chủ đầu tư không muốn đàm phán với EVN mà do quy định có những cái khó khăn trong hồ sơ.

EVN yêu cầu phải đầy đủ hồ sơ mới được đàm phán, nhưng các hồ sơ này bao gồm rất nhiều vấn đề hồ sơ đất đai, chủ trương đầu tư, các thỏa thuận chuyên ngành, trong đó nhiều giấy tờ đã hết hạn nên rất khó để chủ đầu tư hoàn tất các thủ tục này trong thời gian gấp rút.

Riêng về chủ trương đầu tư, ông Tiến cho biết quy định phải nối điện trước 31-10-2021, song DN không kịp đóng điện thời điểm này mà hoàn thành sau đó khoảng một tháng, dẫn đến các thủ tục như nối điện thí nghiệm, các thủ tục liên quan đều ngưng trệ…

Điều này khiến DN rơi vào tình trạng giấy tờ, thủ tục không đủ như quy định. "Phải cho DN đóng điện, thí nghiệm hoàn thành, nghiệm thu để DN được cấp phép hoạt động điện lực", ông Tiến nói.

Tương tự, các dự án điện giá chuyển tiếp cũng rơi vào tình huống "về đích" chậm vài ngày theo quyết định số 39 cũng đang vướng hàng loạt thủ tục kể trên. Ngoài ra, theo các DN, với mức giá trần đàm phán thấp hiện nay, các nhà đầu tư sẽ khó thu hồi được vốn.

"Phương án tài chính ban đầu được các DN tính toán dựa trên mức giá 8,5 cent/kWh, nhưng hiện nay giá giảm 21-29% khiến bài toán tài chính khó khăn. Bên cạnh đó chính sách mới đã bãi bỏ trách nhiệm mua hết công suất đối với các nhà máy điện của EVN càng đẩy các chủ đầu tư vào thế khó", giám đốc một DN có dự án điện mặt trời nói.

Dù cam kết mua hết công suất các dự án của DN này nhưng EVN đã cắt giảm sản lượng mua bình quân khoảng 6-10%. Giá giảm, sản lượng mua cũng khó đảm bảo, doanh thu trung bình của nhà máy bị giảm hơn 30% nên không có phương án tài chính nào "gánh" nổi. "Giá đã thấp rồi, nhiều dự án đang gặp khó khăn, thậm chí là đối mặt với nguy cơ phá sản nếu vay nguồn vốn trong nước với lãi suất trên dưới 10%", vị này nói.

Trong khi đó, theo ông Tiến, tổng vốn đầu tư cho bốn dự án của DN này là khoảng 300 triệu USD nhưng do vay vốn nước ngoài nên lãi suất mềm hơn. Tuy vậy, DN cũng phải duy trì kinh phí bảo trì 3 tháng/lần thông qua các chuyên gia nước ngoài, chi phí quản lý và việc máy móc không vận hành hơn một năm rưỡi sẽ ảnh hưởng đến chất lượng.

Lo đàm phán kéo dài, "đắp chiếu" kéo dài

Cho đến nay có đến 114/330MW của dự án điện mặt trời Phù Mỹ (Bình Định) đã hoàn thành từ đầu năm 2021 song chưa thể đấu nối lên lưới điện để bán điện. Ông Phạm Lê Quang - giám đốc phát triển dự án của Bamboo Capital - cho biết tình trạng này đem lại gánh nặng tài chính cho DN rất lớn.

"Chúng tôi đang nỗ lực hoàn thiện các thủ tục để gửi hồ sơ cho EVN làm cơ sở đàm phán, ký hợp đồng mua bán điện (PPA)", ông Quang nói nhưng bày tỏ lo ngại quá trình đàm phán, ký kết hợp đồng mua bán điện có thể kéo dài do chưa có hướng dẫn, quy định cụ thể về phương pháp tính toán, đàm phán giá điện cho loại hình năng lượng tái tạo.

Ngoài ra kinh nghiệm với loại hình năng lượng truyền thống (nhiệt điện, thủy điện) với đầy đủ khung pháp lý cho thấy thời gian đàm phán, ký kết hợp đồng mua bán điện cho một dự án điện độc lập thường mất hàng tháng.

"Với số lượng lớn các hợp đồng mua bán điện cần hoàn thành đàm phán và ký kết trong thời gian tới, mặc dù EVN và Công ty Mua bán điện đã nỗ lực tổ chức ba tổ đàm phán nhưng chúng tôi vẫn e ngại thời gian thực hiện sẽ kéo dài nếu không có những quy định rút gọn", ông Quang nói.

Một DN khác cũng có dự án chuyển tiếp cho rằng với bối cảnh hiện tại, việc ban hành cơ chế giá chuyển tiếp là sự quan tâm kịp thời của toàn ngành điện nhằm chia sẻ và giảm bớt gánh nặng tài chính cho các dự án đã triển khai đầu tư nhưng chậm tiến độ vì lý do khách quan.

Tuy nhiên, với mức giá trần ban hành hiện nay, khó có thể đảm bảo đáp ứng các chỉ tiêu tài chính của dự án về lâu dài. Do đó DN này kiến nghị các cơ quan quản lý nhà nước xem xét chỉ áp dụng mức giá trần trong khoảng thời gian ngắn hạn, ban hành theo từng năm.

Trong thời gian chờ đàm phán, xem xét khả năng cho phép các dự án năng lượng tái tạo tham gia thị trường điện hoặc được đấu nối ghi nhận sản lượng điện ở mức giá tạm thời nhằm giảm áp lực tài chính cho nhà đầu tư. "Nhà nước cần sớm xem xét ban hành cơ chế mua bán điện trực tiếp (DPPA) nói riêng và đẩy mạnh tiến độ thực hiện lộ trình thực hiện thị trường điện", vị này đề nghị.

EVN cũng kêu gặp vướng

Trao đổi với chúng tôi, một lãnh đạo EVN cho biết dù đã có nhiều tích cực và nỗ lực nhưng qua quá trình triển khai gặp nhiều vướng mắc nên đến ngày 31-3 mới chỉ có 6/85 chủ đầu tư gửi hồ sơ. Tuy nhiên, không phải tất cả các nhà đầu tư đều có đủ hồ sơ và đáp ứng yêu cầu là dự án điện chuyển tiếp. 

 Theo vị này, đến nay Bộ Công Thương vẫn chưa có hướng dẫn với nhà máy điện chuyển tiếp đời sống kinh tế dự án, sản lượng điện dùng để tính toán giá điện, chi phí vận hành và bảo trì, tỉ lệ vốn chủ sở hữu, lãi vay, tỉ suất lợi nhuận trên vốn chủ sở hữu…

"Chẳng hạn Bộ Công Thương quy định đời sống kinh tế cho dự án thủy điện là 40 năm, nhiệt điện than là 30 năm. Nhưng với dự án điện gió, mặt trời chuyển tiếp lại chưa có hướng dẫn nên chưa có cơ sở thực hiện.

Ngoài ra chi phí vận hành bảo trì ở dự án truyền thống được quy định mức trần để hai bên đàm phán, nhưng với dự án điện gió, mặt trời chuyển tiếp cũng chưa có hướng dẫn", vị này cho biết.

Cũng theo vị này, đang tồn tại hai nguyên tắc xác định giá điện từ thông số đầu vào, một là theo hệ số chiết khấu tài chính bình quân và hai là theo dòng tiền từng năm. Do chưa có hướng dẫn, các bên đang gặp khó khăn trong thống nhất sử dụng một nguyên tắc để thực hiện chung cho tất cả các dự án. 

"Còn nhiều quy định khác khiến EVN và các chủ đầu tư chưa tìm được tiếng nói chung", vị này nói và đề nghị Bộ Công Thương sớm ban hành phương pháp xác định giá đàm phán để làm cơ sở thực hiện.

Tuy nhiên, trả lời Tuổi Trẻ, ông Trần Việt Hòa - cục trưởng Cục Điều tiết điện lực Bộ Công Thương - cho rằng việc thỏa thuận đàm phán giá điện phải tùy từng loại hình, tùy từng thời điểm. "Có bài toán hướng dẫn chi tiết, có cách giải nhưng có bài toán phải tự tính toán, vấn đề là các bên phải quyết tâm làm", ông Hòa nói và cho rằng không phải loại hình nào cũng có hướng dẫn chi tiết như nhau.

Cũng theo ông Hòa, việc huy động tạm thời các dự án khi chưa đạt được thỏa thuận PPA đã được quy định rõ tại điều 26 nghị định 137 hướng dẫn thi hành Luật điện lực. "Hai bên đàm phán thống nhất để có giá thỏa thuận tạm thời, trên cơ sở đó thực hiện huy động điện tạm thời. Việc đàm phán là trên tinh thần cùng tháo gỡ, mỗi bên phải cùng có những nhượng bộ với nhau", ông Hòa cho biết thêm.