H.Duy
Đến nay, nhiều dự án điện gió dở dang vẫn ngóng chờ cơ chế của Chính phủ, Bộ Công Thương. Do lỡ hẹn vận hành thương mại khi giá FIT hết hiệu lực vào 31/10/2021, hàng chục nghìn tỷ đồng nằm phơi nắng mưa.
Nghìn tỷ chờ cơ chế
Hai bên đường Quốc lộ 1 đoạn qua tỉnh Ninh Thuận là hàng dài những cột điện gió. Trên cung đường ấy, cũng có hàng trăm cột điện gió “đứng yên”, cánh quạt ngừng quay. Đó là những cột điện gió của Dự án điện gió Hanbaram (Ninh Thuận). khởi công từ tháng 10/2020, đến ngày 31/10/2021 đã lắp đặt và kết nối 29/29 trụ Tuabin; hoàn thành toàn bộ đường dây và trạm biến áp đấu nối lên hệ thống lưới điện quốc gia.
Tuy nhiên, do ảnh hưởng của đại dịch Covid-19, chỉ 6/29 trụ (20% công suất) của nhà máy được công nhận COD trước thời điểm 31/10/2021 để hưởng giá FIT ưu đãi theo Quyết định 39/2018/QĐ-TTg, còn 23 trụ (80%) đã hoàn thành nhưng chưa được công nhận COD do Quyết định 39 hết thời hạn và chưa có chính sách tiếp theo.
Cánh quạt gió đứng yên, chờ ngày được “quay”
Từ đó đến nay, dự án vẫn ngóng chờ cơ chế của Chính phủ, Bộ Công Thương cho những dự án dở dang. Nghìn tỷ đồng nằm phơi nắng mưa.
Đây không phải dự án duy nhất lâm vào ‘thảm cảnh’ này. Khi giá FIT cho điện gió hết hạn ngày 31/10/2021, có 84 nhà máy điện gió với tổng công suất 3.980,27 MW được công nhận vận hành thương mại COD. Còn hàng chục dự án không kịp vận hành trước mốc này.
Phát biểu tại một cuộc tọa đàm về năng lượng, bà Nguyễn Thị Thanh Bình – Phó Tổng giám đốc T&T Group nói: Trung bình 1 dự án điện gió 100MW, tổng mức đầu tư khoảng 4.000 tỷ đồng, lãi suất thương mại trung bình 10%. Đầu tư xong mà chưa được COD, chưa có doanh thu là gánh nặng rất lớn cho các nhà đầu tư, cho cả các ngân hàng liên quan cũng như lãng phí cho xã hội.
“Giống như điện mặt trời, các dự án điện gió hoàn thành sau ngày 31/10/2021 cũng chưa có cơ chế áp dụng nối tiếp, gây khó khăn cho nhà đầu tư trong dài hạn. Cần có các chính sách hướng tới tạo môi trường đầu tư ổn định, lâu dài, làm cơ sở để dự đoán, mô phỏng được vấn đề về chi phí và phân tích đánh giá tính khả thi về kinh tế tài chính của các dự án, đặc biệt là các dự án đã đầu tư, đã xây dựng nhưng mới đưa vào vận hành thương mại được một phần”, bà Nguyễn Thị Thanh Bình nói..
Bộ Công Thương đang xây dựng dự thảo Quyết định cơ chế đấu thầu mua điện từ các dự án điện gió, điện mặt trời chuyển tiếp, đại diện T&T đề nghị Bộ này và các cơ quan hữu quan xem xét xác định rõ thế nào là dự án chuyển tiếp và phân loại các dự án chuyển tiếp, từ đó có cơ chế chính sách phù hợp. Đặc biệt, cần có cơ chế tháo gỡ khó khăn cho các dự án đã hoàn thành việc đầu tư xây dựng nhưng không kịp vận hành thương mại COD trước thời hạn giá FIT do các điều kiện khách quan, đặc biệt do Covid-19.
“Việc nghiên cứu một chính sách chuyển tiếp cho dự án chưa kịp hoàn thành, huy động COD sớm các dự án này là điều hoàn toàn phù hợp thực tiễn cũng như chủ trương chính sách chung của Chính phủ”, bà Bình chia sẻ.
Đại diện một ngân hàng cho biết: Với phần lớn DN điện gió, nguồn tiền trả nợ duy nhất là từ bán điện. Ngân hàng cũng chỉ có tài sản đó để đánh giá rủi ro và cho vay. Cho nên, nếu không bán được điện, dự án sẽ gặp rủi ro lớn.
Bất an với cơ chế mới đang xây dựng
Khi đọc cơ chế đấu thầu tại tờ trình của Bộ Công Thương gửi Thủ tướng Chính phủ vào tháng 3/2022, nhiều nhà đầu tư không khỏi thất vọng.
Bộ Công Thương dự kiến thời hạn của hợp đồng mua bán điện và giá điện áp dụng đến hết năm 2025. Sau năm 2025, các đơn vị tiếp tục tham gia đấu thầu theo quy định do Chính phủ và/hoặc Bộ Công Thương ban hành.
Đồng tiền tính giá là Việt Nam đồng (đồng/kWh), không điều chỉnh theo biến động của tỷ giá đồng/USD. Nhà máy điện được huy động theo nhu cầu của hệ thống điện, tuân thủ quy định của Quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia và các quy định có liên quan khác; đảm bảo an ninh hệ thống điện quốc gia.
Như vậy, cơ chế đấu thầu này khác hẳn với cơ chế giá FIT từng áp dụng. Trong đó, việc đấu thầu tiến hành 5 năm một lần, sau 5 năm sẽ thực hiện đấu thầu lại, thay vì một mức giá cố định 20 năm như cơ chế giá FIT trước đây.
Ngoài ra, cơ chế giá FIT trước đây giá bán điện được điều chỉnh theo biến động của tỷ giá đồng/USD. Trong khi cơ chế đấu thầu lần này là thanh toán bằng VND, không phải USD theo tỷ lệ chuyển đổi.
Đáng lưu ý, khác với trước đây, EVN phải mua toàn bộ điện sản xuất, cơ chế đấu giá lần này đề xuất chỉ thu mua theo nhu cầu tải trọng còn thiếu, không cam kết mua toàn bộ.
Một nhà đầu tư điện gió phân tích trong tâm trạng ‘bất an’: Với cơ chế này, không nhà đầu tư nào có thể đầu tư được.
Nhấn mạnh yếu tố ‘bất an’, nhà đầu tư này chia sẻ: Hợp đồng mua bán điện (PPA) phải ít nhất 20 năm thì nhà đầu tư, ngân hàng mới yên tâm rót vốn. Nếu PPA thanh toán theo VNĐ thì khó để các ngân hàng thu xếp vốn. Hơn nữa, điện sản xuất ra có bán được hay không là điều quan ngại. Thực tế cho thấy, nhiều dự án điện gió, điện mặt trời sản xuất ra nhưng không bán được điện. Đó gần như là nguồn duy nhất để trả nợ ngân hàng. Nếu như đầu tư mà không biết có thể bán được điện hay không thì rủi ro lại đẩy hoàn toàn về phía nhà đầu tư.
“Cơ quan nhà nước cũng cần nhìn nhận rõ vấn đề vì sao chậm trễ cơ chế giá cho các dự án điện gió, kể cả điện mặt trời, khi hết hạn giá FIT? Đã 7 tháng trôi qua, tất cả chúng tôi vẫn đang phải chờ đợi được phát điện, tiền đầu tư giờ không biết bao giờ mới có thể thu hồi được vốn, chứ chưa nói đến có lãi”, nhà đầu tư này ngán ngẩm.
Trong báo cáo gửi Thủ tướng Chính phủ, Hội đồng Khoa học Tạp chí Năng lượng Việt Nam cho rằng: Sau khi cơ chế FIT hết hạn, nhiều DN vẫn tiếp tục hoàn thành các dự án nguồn điện mặt trời và điện gió. Hội đồng này kiến nghị có cơ chế giá mới với tính chất ổn định, không đứt gãy và dự đoán được để nhà đầu tư nhìn thấy khả năng hoàn vốn, tiếp tục đầu tư.
H.D.
Nguồn: Vietnamnet