Việc giao cho Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) xây dựng và tính toán khung giá hằng năm làm căn cứ để Bộ Công Thương ban hành sẽ khiến các nhà đầu tư không an tâm, bởi không biết có phải đàm phán lại hợp đồng mua bán điện theo khung giá mới hay áp dụng khung giá đã ký...

Một số chuyên gia đã cảnh báo như vậy khi trao đổi với chúng tôi về dự thảo phương pháp xây dựng khung giá cho các dự án điện gió, điện mặt trời vừa được Bộ Công Thương đưa ra lấy ý kiến.

Cũng theo dự thảo, các phương pháp xây dựng khung giá sẽ chỉ áp dụng cho các dự án điện gió, điện mặt trời mới được đầu tư xây dựng, đưa vào vận hành và ký kết hợp đồng mua bán điện, không áp dụng cho nhóm các dự án chuyển tiếp.

Giá điện được tính theo vùng miền

Theo Bộ Công Thương, Quy hoạch điện 8 khuyến khích, ưu tiên phát triển năng lượng mặt trời tại miền Bắc, nơi có cường độ bức xạ mặt trời thấp hơn nhiều so với miền Trung và miền Nam. Do đó, để khuyến khích đầu tư nhà máy điện mặt trời tại miền Bắc, cần có cơ chế khung giá cao hơn miền Trung và miền Nam.

Vì vậy, dự thảo thông tư xây dựng theo hướng khung giá phát điện sẽ được xác định trên cơ sở cường độ bức xạ mặt trời của từng miền.

Tuy nhiên, Quy hoạch điện 8 không quy định công suất của dự án nhà máy điện mặt trời, điện gió cụ thể, mà chỉ quy định tổng công suất theo từng vùng miền. Do vậy, để tính toán sản lượng điện bình quân của các nhà máy chuẩn, sẽ lựa chọn trên cơ sở quy mô công suất phổ biến tại các nhà máy điện mặt trời, điện gió được phê duyệt đầu tư theo Quy hoạch điện 8.

Việc tham khảo số liệu của các tổ chức tư vấn đối với các thông số đầu vào để tính toán khung giá là thực hiện theo quy định tại Luật Điện lực. Thêm nữa, căn cứ để tính toán khung giá là lãi suất vốn vay nội tệ và lãi suất vốn vay ngoại tệ được xác định theo số liệu thống kê của các tổ chức tín dụng.

Đáng chú ý, khung giá sẽ được tính theo loại hình nhà máy điện mặt trời ở từng miền Bắc - Trung - Nam.

Cũng theo dự thảo, các thông số đầu vào sẽ dựa trên công suất lắp đặt, đời sống kinh tế dự án, thời gian trả nợ, tỉ lệ vốn chủ sở hữu/vốn vay, tỉ suất lợi nhuận, thông số suất đầu tư, tỉ lệ vốn vay ngoại tệ, tỉ lệ chi phí vận hành bảo dưỡng (O&M).

Thông số tính toán sản lượng điện bình quân nhiều năm của nhà máy điện mặt trời, điện gió sẽ được lựa chọn trên cơ sở tham khảo số liệu của các tổ chức tư vấn thay vì sử dụng số liệu quá khứ của các nhà máy điện.

EVN sẽ được giao là đơn vị tính toán khung giá, trình Bộ Công Thương thẩm định vào trước ngày 1-11 hằng năm, làm cơ sở để Bộ Công Thương ban hành. EVN có thể lựa chọn các tổ chức, đơn vị tư vấn phù hợp để thu thập số liệu đầu vào theo quy định.

Trong những năm có nhiều nhà máy điện mặt trời, điện gió thỏa thuận giá điện với EVN, Bộ Công Thương sẽ thành lập hội đồng tư vấn để thẩm định kết quả tính toán khung giá do EVN trình.

Phải đàm phán lại giá bán điện mỗi năm?

Trao đổi với Tuổi Trẻ, ông Bùi Vạn Thịnh, chủ tịch Hiệp hội Điện gió và mặt trời Bình Thuận, cho rằng việc không có cơ chế liên quan đến giá điện gió, điện mặt trời đã tạo ra khoảng trống chính sách lớn.

Do đến nay, sau thời gian dài khi giá ưu đãi (giá FIT) cho các dự án điện gió, điện mặt trời hết hiệu lực, Bộ Công Thương mới đưa ra lấy ý kiến liên quan đến phương pháp xây dựng khung giá phát điện là "bước lùi trong thu hút đầu tư".

Theo ông Thịnh, thời gian qua nhà đầu tư rất chờ đợi cơ chế mới để có quyết định trong đầu tư, không chỉ liên quan tới quy hoạch mà còn là cơ chế giá, chính sách thu hút đầu tư.

Việc ban hành cơ chế giá là cần thiết song sẽ phải mất thời gian để lấy ý kiến các bên và phê duyệt. Do vậy, điều này có thể tiếp tục làm nản lòng nhà đầu tư nếu quá trình lấy ý kiến, phê duyệt liên quan đến phương pháp xây dựng khung giá phát điện bị kéo dài trong thời gian tới.

Vì vậy, để rút ngắn thời gian phê duyệt và có thể áp dụng ngay, ông Thịnh đề nghị trước mắt vẫn đưa ra cơ chế giá FIT2, ở mức 8,5 USCent/kWh cho điện gió và 7,09 USCent/kWh cho điện mặt trời (bao gồm cả các dự án điện chuyển tiếp) làm cơ sở tính giá.

Đây sẽ là mức giá được áp dụng cho đến khi có cơ chế đấu thầu đi vào vận hành, được kỳ vọng vào năm 2026.

Đồng tình với cơ chế giá điện theo miền, đặt trong bối cảnh miền Bắc đang thiếu điện và cần thu hút đầu tư, ông Thịnh cũng kiến nghị cần giữ nguyên giá FIT2 nói trên cho các dự án đầu tư tại miền Bắc (từ Nghệ An trở ra).

Đối với miền Nam, cần thực hiện giảm 10%, đồng thời giảm 20% đối với miền Trung và Tây Nguyên, khu vực đang tập trung nhiều dự án và quá tải đường dây.

Trong khi đó, ông Hà Đăng Sơn, giám đốc Trung tâm nghiên cứu năng lượng và tăng trưởng xanh, cho rằng việc giao EVN xây dựng và tính toán khung giá vào tháng 11 hằng năm, làm căn cứ để Bộ Công Thương ban hành sẽ đặt ra nhiều câu hỏi.

Theo đó, hằng năm các nhà đầu tư có phải đàm phán lại hợp đồng mua bán điện (PPA) theo khung giá mới, hay được áp dụng khung giá đã ký theo PPA?

"Cách thức áp dụng mức giá sẽ như thế nào khi chưa có quy định rõ ràng? Việc áp dụng cơ chế này sẽ không thu hút được nhà đầu tư tham gia vào lĩnh vực điện tái tạo trong thời gian tới do lo ngại rủi ro về cơ chế giá", ông Sơn nói.

Bộ Công Thương: Chỉ 20/85 nhà máy điện tái tạo chuyển tiếp đã bán điện

Trong số 85 dự án điện tái tạo chuyển tiếp, hiện có 43 dự án đang trong giai đoạn thử nghiệm nhưng chỉ 20 nhà máy được công nhận ngày vận hành thương mại và chính thức bán điện.