 Các dự án điện gió đang nỗ lực vượt khó trong thời điểm dịch bệnh để hoàn thành đúng tiến độ - Ảnh: T.N Quy định COD thay đổi Ngày 21-7 vừa qua, Công ty Mua bán điện (Tập đoàn Điện lực Việt Nam - EVN) có văn bản gửi các chủ đầu tư điện gió yêu cầu bổ sung văn bản chấp thuận kết quả nghiệm thu hoàn thành công trình để đưa vào sử dụng trong hồ sơ công nhận ngày vận hành thương mại nhà máy điện gió. Theo đó, Công ty Mua bán điện đề nghị bổ sung hồ sơ công nhận ngày vận hành thương mại "Văn bản chấp thuận của Bộ Công thương hoặc Sở Công thương các tỉnh về kết quả kiểm tra nghiệm thu hoàn thành công trình để đưa vào sử dụng" và đây là một trong các điều kiện để công nhận Ngày vận hành thương mại một phần/toàn bộ nhà máy điện gió. Trước khi có văn bản này, EVN cũng đã có văn bản gửi Bộ Công thương đề nghị Bộ Công thương bổ sung "Văn bản chấp thuận của Bộ Công Thương hoặc Sở Công Thương các tỉnh về kết quả kiểm tra nghiệm thu hoàn thành công trình để đưa vào sử dụng" vào điều kiện để công nhận COD cho các dự án điện gió, điện mặt trời được quy định trong các Hợp đồng mua bán điện mẫu hiện nay. Điều này, theo EVN, là để đảm bảo chặt chẽ trong công tác đầu tư xây dựng và đưa công trình vào sử dụng theo đúng quy định của pháp luật cho các dự án điện gió, điện mặt trời trong thời gian tới. Đến ngày 1-9, tiếp tục có văn bản số 5375 gửi các chủ đầu tư nhà máy điện gió thông báo về quy định trên để các chủ đầu tư "biết, phối hợp thực hiện và đảm bảo tuân thủ quy định hiện hành". Việc yêu cầu này được đưa ra khiến nhiều nhà đầu tư điện gió "đứng ngồi không yên" khi quy trình COD sẽ có nhiều thay đổi theo hướng tăng thêm thủ tục trong bối cảnh nhiều địa phương đang giãn cách xã hội. Cụ thể, một nhà đầu tư điện gió cho hay trước đây thời điểm công nhận COD được tính từ lúc hoàn thành thử nghiệm AGC, PQ và chạy tin cậy (72h). Còn thời điểm hiện nay, nếu chưa có văn bản thông báo kiểm tra của Bộ Công thương, ngày COD vẫn bỏ ngỏ. Theo nhà đầu tư này, Công ty Mua bán điện đang muốn lấy ngày có văn bản của Bộ Công thương để xác định ngày COD của dự án. "Nếu làm như vậy cho dù có được chạy máy thì toàn bộ sản lượng điện sau khi đã trừ ra các phần thử nghiệm trước đó đều sẽ không được tính tiền. Đây là một điều mà nhà đầu tư này đánh giá là "bất hợp lý"- vị này cho biết. Khó khăn chồng chất lúc dịch bệnh Các nhà đầu tư cho hay nếu áp dụng theo quy trình COD mới ban hành, có thể thất thoát lên đến hàng trăm triệu đồng cho 1 trụ điện gió nếu turbine bị lỗi do các thử nghiệm AGC, PQ và điều kiện gió không phù hợp. Theo nhà đầu tư này, trước đây bước thử nghiệm trước COD bao gồm AGC, hút phát PQ, chạy tin cậy (72h) có thể làm cùng lúc. Nghĩa là trong thời gian chạy thử 72h, nếu làm xong được thử nghiệm AGC, PQ thì sản lượng trừ ra khi thử nghiệm sẽ thấp. Tuy nhiên đến thời điểm hiện tại khi dự án của chúng tôi trình các số liệu thì bên mua bán điện yêu cầu công việc chạy 72h chỉ được tính sau khi hoàn thành AGC và hút phát PQ. "Nếu làm vậy thì dự án mất nhiều sản lượng hơn. Bởi vì để làm được thử nghiệm AGC, hút phát PQ phụ thuộc vào điều kiện gió và các yếu tố kỹ thuật của turbine đã đáp ứng hay chưa. Nếu thử lần 1 không đạt phải điều chỉnh lại và thử lại…" - nhà đầu tư cho hay. Như vậy, những thay đổi này khiến cho việc thử nghiệm AGC, PQ, chạy 72h với công suất dương (tức là chỉ tính khi turbine có công suất) sẽ thêm nhiều thời gian, có trụ đôi khi mất cả tuần mới đủ nếu thực hiện trong mùa gió thấp và sản lượng mất nhiều hơn. Mặt khác, nếu tính COD từ ngày có văn bản của Bộ Công thương, nhà đầu tư cho rằng rất căng thẳng vì không những mất toàn bộ sản lượng trước đó mà còn mất nhiều thời gian cho công việc. Tình trạng này có thể ảnh hưởng đến các dự án điện gió sẽ COD thời gian tới. Một nhà đầu tư khác đánh giá quy đình COD các dự án diện gió như văn bản EVN đưa ra không khác gì đánh đố nhà đầu tư. Việc yêu cầu nghiệm thu trước thời điểm COD được xem là 1 quy định mới từ EVN, việc này gây rất nhiều khó khăn cho các nhà đầu tư điện gió trong thời kỳ COVID-19 và việc thay đổi đột ngột của EVN thiếu các hướng dẫn liên quan khiến các nhà đầu tư lúng túng. "Các quy trình nghiệm thu hiện tại tiếp tục gây rất nhiều khó khăn cho các nhà đầu tư trong thời điểm này, việc nghiệm thu yêu cầu thời điểm COD theo quy trình từ Bộ Công thương đến Sở Công thương, và các bên liên quan trong lúc "ai ở đâu ở yên nấy" - không thể nào di chuyển cùng với khối lượng công việc rất lớn trong 2 tháng tới, chắc chắn sẽ không đảm bảo đủ nguồn nhân lực để thực hiện việc nghiệm thu trước khi COD" - đại điện chủ đầu tư nói. Các nhà đầu tư đề xuất EVN nên xem xét, giữ nguyên quy trình cũ công nhận vận hành thương mại các chủ đầu tư sẽ thực hiện việc nghiệm thu theo như quy trình ban đầu trong bối cảnh giãn cách xã hội. Theo các nhà đầu tư, việc thay đổi quy đình COD này lẽ cần phải có văn bản sớm để khuyến cáo các nhà đầu tư, thay vì đột ngột ra văn bản khiến nhà đầu tư "trở tay không kịp". "Các nhà đầu tư trải qua nhiều khó khăn, thách thức để đưa dự án kịp vận hành thương mại, nhưng tất cả công sức sẽ đổ sông đổ bể nếu quy định về COD này không được thay đổi, thiệt hại cho các nhà đầu tư là rất lớn. Chưa hết, môi trường đầu tư cũng sẽ bị ảnh hưởng không nhỏ bởi quyết định này, khiến chủ trương huy động nguồn lực tư nhân vào đầu tư hạ tầng ngành điện như Nghị quyết 55 của Bộ Chính trị đặt ra sẽ khó đạt được" - một nhà đầu tư cho biết.
Điện gió, điện mặt trời hết mơ siêu lợi nhuận Các dự án điện gió, điện mặt trời dù có trong quy hoạch, nhưng tới ngày 26/1/2022 chưa triển khai, được đề nghị dừng cấp chủ trương đầu tư.
Dừng lại chờ quy hoạch Các dự án điện gió, điện mặt trời không kịp về đích để được hưởng mức giá bán điện cố định (FIT) theo quy định tại Quyết định 13/2020/QĐ-TTg và Quyết định 39/2018/QĐ-TTg giờ đây sẽ không có cơ hội hưởng các mức giá điện hấp dẫn, hay quá trình triển khai dự án đơn giản và thu được lợi nhuận tốt như thời gian qua. Đó là bởi, Bộ Công thương vừa đề nghị Thủ tướng Chính phủ chỉ đạo các địa phương tạm dừng cấp chủ trương đầu tư với các dự án điện gió, điện mặt trời đã có trong Quy hoạch Phát triển điện lực quốc gia được phê duyệt, nhưng chưa triển khai tính tới ngày 26/1/2022 để chờ kết quả rà soát trong quá trình xây dựng, hoàn thiện Quy hoạch điện VIII theo chỉ đạo của Chính phủ. Đối với các dự án đã được phê duyệt, đã có chủ trương đầu tư đến thời điểm 26/1/2022 và chưa đủ điều kiện áp dụng cơ chế giá bán điện cố định theo Quyết định số 13/2020/QĐ-TTg và Quyết định số 39/2018/QĐ-TTg, Bộ Công thương cũng đề nghị Thủ tướng Chính phủ cho phép chủ đầu tư được đàm phán với Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) để xác định giá mua bán điện nằm trong khung giá phát điện do Bộ ban hành. Theo Dự thảo của Bộ Công thương, chủ đầu tư thực hiện đàm phán giá phát điện, ký kết hợp đồng mua bán điên với bên mua điện dựa trên số liệu trong báo cáo nghiên cứu khả thi hoặc thiết kế kỹ thuật được cấp có thẩm quyền phê duyệt tại thời điểm đàm phán. Giá hợp đồng mua bán điện do hai bên đàm phán, thỏa thuận và thống nhất phải đáp ứng không vượt quá mức giá tối đa của khung giá phát điện áp dụng cho nhà máy điện mặt trời, điện gió chuyển tiếp. Theo thống kê của Bộ Công thương, công suất các dự án điện gió đã được bổ sung quy hoạch hiện là 11.921 MW. Trong số này, có 146 dự án đã ký hợp đồng mua bán điện (PPA) với công suất là 8.171,475 MW. Các dự án và phần dự án đã đi vào vận hành thương mại (COD) trong giai đoạn từ năm 2011 đến hết ngày 31/10/2021 là 84 dự án, với tổng công suất 3.980,265 MW. Trong số này có 15 dự án đã COD được một phần công suất là 325,15 MW và tổng công suất chưa COD là 1.031,1 MW. Đối với các dự án điện mặt trời, tình hình cũng không có gì đặc biệt khi tới hết ngày 31/12/2020 có 148 dự án đã được công nhận COD với tổng công suất là 8.652,9 MW. Con số này còn kém xa tổng số công suất điện mặt trời đã được bổ sung quy hoạch là 15.400 MW. Năng lượng tái tạo hết mơ hốt bạc Sau khi đề nghị Chính phủ giao Bộ Công thương xây dựng và ban hành Thông tư quy định phương pháp xây dựng khung giá phát điện và phương án xác định giá phát điện, hợp đồng mua bán điện đối với các dự án điện mặt trời, điện gió nêu trên, bản Dự thảo lần 1, Thông tư quy định phương pháp xây dựng khung giá phát điện và xác định giá phát điện, hợp đồng mua bán điện đối với các dự án nhà máy điện mặt trời, điện gió chuyển tiếp cũng đang được các nhà đầu tư quan tâm tìm hiểu.
Điểm được các nhà đầu tư chú ý nhất chính là nguyên tắc xác định giá phát điện. Theo dự thảo này, giá phát điện của nhà máy điện mặt trời, điện gió chuyển tiếp được xây dựng trên cơ sở các khoản chi phí hợp lý của chủ đầu tư trong toàn bộ đời sống kinh tế dự án và tỷ suất sinh lợi nội tại về tài chính (IRR) tối đa 12%. Trao đổi với phóng viên Báo Đầu tư, một số chuyên gia và nhà đầu tư cho hay, IRR 12% này được mang từ mô hình tính toán cho các dự án nhiệt điện, thủy điện sang và đây là trần chung nên sẽ khó có chuyện nới cho riêng năng lượng tái tạo. Nhất là trong hoàn cảnh giá FIT được các cơ quan thanh, kiểm tra cho là không đúng với quy định của Luật Giá. “Các dự án điện mặt trời và điện gió khi áp dụng giá FIT thì IRR thu được từ 15 đến 20% tùy vào thời điểm và địa điểm xây dựng. Vì thế khi IRR giảm còn 12% thì lợi nhuận cũng giảm khá so với khi được áp dụng giá FIT trước đây”, ông Anh Quang, một chuyên gia về năng lượng tái tạo cho hay. Điều các nhà đầu tư năng lượng tái tạo sẽ phải đối mặt trong thời gian tới là đàm phán giá điện với EVN theo trình tự như các dự án nguồn điện khác. Theo đó, trước đây áp giá FIT thì việc đàm phán PPA khá đơn giản, nhưng với thực tế hiện nay thì sẽ khác. Mất nhiều thời gian hơn để xác định giá cụ thể và không phải dự án nào cũng có giá giống nhau. Chưa kể trong điều kiện “thừa điện” thì bên mua cũng phải rất thận trọng để không làm căng thẳng tài chính của mình. Vì thế nhà đầu tư không thể xác định nhanh hiệu quả của dự án như khi có giá FIT trước đây. Hiện trông chờ nhất là các dự án điện gió đã đầu tư xong, nhưng không kịp COD để được hưởng mức giá FIT theo quy định của Quyết định 39/2018/QĐ-TTg. Đến hết ngày 31/10/2021, chỉ có 69 dự án với tổng công suất 3.298,95 MW được công nhận COD. So với con số 106 dự án có tổng công suất 5.655,5 MW đăng ký thì còn khoảng 2.300 MW đã lỡ hẹn. “Hiện có khoảng 1.000 MW điện gió đã đầu tư xong nhưng không kịp có giá, với xu hướng hiện nay thì sẽ là đàm phán giá với EVN để bán điện. Nếu xem xét giá trần thị trường năm qua là khoảng 7,1 UScent/kWh, thì những dự án điện gió đã đầu tư xong chắc chắn phải đối mặt với thách thức lớn khi các phương án tài chính được xây dựng trước đây tính giá FIT từ 8,5 đến 9,8 UScent/kWh”, ông Anh Quang nói. Điều này cũng cho thấy, việc phát triển các dự án điện gió và mặt trời giai đoạn tới sẽ không “dễ xơi” như giai đoạn trước. |
