ĐTTCO trích đăng một số nội dung chính của bản kiến nghị này.
Những băn khoăn
Thực hiện “Chiến lược phát triển năng lượng tái tạo của của Việt Nam” và cụ thể hóa các cam kết của Chính phủ tại Hội nghị COP26 năm 2021, các NĐT đã góp phần đưa tổng công suất lắp đặt của nguồn điện mặt trời, điện gió từ mức không đáng kể trong giai đoạn trước năm 2019 tăng lên 26% tổng công suất hệ thống điện Việt Nam vào năm 2021.
Tuy nhiên, do ảnh hưởng nặng nề của đại dịch Covid-19, có 84 dự án năng lượng tái tạo với tổng công suất 4.676,62 MW (trong đó gồm có 4.184,8 MW điện gió và 491,82MWac điện mặt trời) đã bị chậm tiến độ vận hành thương mại (COD) so với kế hoạch.
Việc chậm tiến độ này làm các dự án này không kịp hưởng giá điện cố định (FIT) theo quy định. Trong đó, đặc biệt là nhóm 34 dự án chuyển tiếp với tổng công suất 2.090,97MW (gồm 28 dự án điện gió với tổng công suất 1.638,35MW và 6 dự án điện mặt trời với tổng công suất 452,62MWac) đã hoàn tất thi công và hoàn thiện công tác thử nghiệm đảm bảo đủ điều kiện huy động.
Các NĐT đã phải chờ đợi trong thời gian dài để Chính phủ ban hành cơ chế giá phát điện mới, làm tiền đề cho việc thỏa thuận giá bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN).
Sau thời gian dài chờ đợi, các chính sách áp dụng cho các dự án chuyển tiếp gần đây đã được Bộ Công Thương ban hành, với các văn bản như Thông tư 15, Quyết định 21 và Thông tư 01.
Tuy nhiên, các quy định tại Quyết định 21 và Thông tư 01 đã khiến NĐT lo lắng và quan ngại sâu sắc do các điểm bất cập về pháp lý cũng như về hiệu quả tài chính cho NĐT, làm NĐT có thể lâm vào tình trạng thua lỗ và phá sản.
NĐT quan ngại rằng các văn bản trên sẽ ảnh hưởng nghiêm trọng tới các mục tiêu phát triển bền vững Bộ Chính trị và Chính phủ đã đề ra. Cơ chế giá phát điện thiếu hợp lý sẽ ảnh hưởng tiêu cực tới môi trường đầu tư, giảm khả năng thu hút vốn đầu tư nước ngoài do sự thiếu ổn định chính sách phát triển năng lượng sạch; cũng như ảnh hưởng tới hệ thống tài chính - ngân hàng.
Nếu cơ chế mới được áp dụng, chỉ tính riêng 34 dự án đã hoàn thành đầu tư xây dựng, ước tính tổng vốn đã đầu tư gần 85 ngàn tỷ đồng trong đó khoảng trên 58 ngàn tỷ đồng được tài trợ từ nguồn vốn ngân hàng, sẽ có nguy cơ vỡ phương án tài chính, nợ xấu, doanh nghiệp và ngân hàng không thể thu hồi vốn.
Về lâu dài, cơ chế giá không đạt hiệu quả sẽ dẫn đến việc dừng hoặc chậm đầu tư các dự án năng lượng, dẫn tới không đảm bảo an ninh năng lượng, không thực hiện được các chính sách và cam kết về chuyển dịch năng lượng, giảm phát thải carbon và lộ trình cắt giảm khí thải của Chính phủ, đồng thời làm suy giảm cơ hội tạo chuỗi cung ứng nội địa và tạo việc làm cho người dân địa phương.
Một số điểm chưa phù hợp
Về mặt thủ tục, quá trình ban hành Quyết định 21 có nhiều điểm chưa phù hợp trong việc tính toán, trình và lấy ý kiến các bên liên quan.
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.
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 Chính phủ xem xét và quyết định theo quy định tại Quyết định 13 và Quyết định 39.
Cụ thể, 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.
Qua rà soát lại các căn cứ ban hành Quyết định 21, chúng tôi thấy rằng không có tham chiếu nào đề cập tới văn bản chỉ đạo, phê duyệt của Thủ tướng Chính phủ về nội dung này.
Như vậy, có thể hiểu 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 Chính phủ theo chỉ đạo tại Quyết định 13 và Quyết định 39.
Về mặt 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.
Cụ thể: (i) sử dụng tổng mức đầu tư của dự án không bao gồm 10% chi phí dự phòng để tính khung giá điện; (ii) 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; (iii) viện dẫn sản lượng giao nhận bình quân của các nhà máy điện gió mà không tính tới tình hình cắt giảm;
(iv) 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; và (v) loại bỏ các dự án có kết quả tính toán giá phát điện cao hơn giá FIT trước đây khỏi dữ liệu tính toán.
Hậu quả, kết quả tính toán giá phát điện đề xuất của EVN không bảo đảm được (i) nguyên tắc tỷ suất lợi nhuận sau thuế (IRR) đạt 12% cho nhà đầu tư tại Thông Tư 15; và (ii) 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.
 |
Đề xuất và kiến nghị
Dựa trên quy định của Thông tư 15 nói riêng và quy định pháp luật hiện hành nói chung, các vấn đề về thủ tục và nội dung nêu trên đã dẫn tới khung giá điện bất hợp lý, gây thiệt hại vô cùng lớn cho NĐT khi áp dụng, ảnh hưởng tới môi trường đầu tư và tính ổn định của chính sách.
Cụ thể, Thông Tư 01 được ban hành đã 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. Đặc biệt, Thông tư 01 đã bãi bỏ 3 nội dung quan trọng, bao gồm:
Thứ nhất, bãi bỏ thời hạn áp dụng giá mua điện trong thời hạn 20 năm. Thứ hai, bãi bỏ điều khoản chuyển đổi tiền mua điện sang USD. Thứ ba, bãi bỏ điều khoản về trách nhiệm mua toàn bộ sản lượng từ dự án điện gió nối lưới tại điểm giao nhận.
Cùng với khung giá điện bất hợp lý của Quyết định 21, việc xóa bỏ các chính sách khuyến khích theo Thông tư 01 sẽ làm thay đổi mô hình tài chính, làm mất khả năng tiếp cận vốn vay và quản lý rủi ro của dự án.
Điều này khiến NĐT đứng trước nguy cơ thất bại về tài chính, phá sản, làm họ 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.
Nhận thức về các điểm chưa phù hợp trên, NĐT kính đề nghị Thủ tướng Chính phủ xem xét chỉ đạo Bộ Công Thương nghiên cứu và thực hiện, nhằm bảo đảm việc ban hành cơ chế giá phát điện cho dự án chuyển tiếp phù hợp với quy định của pháp luật hiện hành, cũng như tạo nên môi trường thu hút NĐT trong lĩnh vực năng lượng tái tạo.
Thứ nhất, tính toán lại khung giá điện tại Quyết định 21, gồm (I) Tuân thủ đầy đủ các thủ tục về đề xuất và ban hành khung giá phát điện cho dự án chuyển tiếp; (ii) Thực hiện thuê đơn vị tư vấn độc lập tính khung giá phát điện và tuân thủ các yêu cầu về tham vấn với Hội đồng Tư vấn và Bộ Tài chính nhằm bảo đảm tính khách quan, minh bạch; (iii) Khắc phục những điểm chưa phù hợp trong tính toán như đã nêu.
Thứ 2, Kiến nghị Thủ tướng Chính phủ chỉ đạo Bộ Công Thương ban hành các thông tư mới về các hợp đồng mua bán điện mẫu áp dụng cho các dự án điện gió và điện mặt trời chuyển tiếp. Theo đó, các hợp đồng mẫu này cần giữ lại các chính sách khuyến khích cho năng lượng tái tạo.
Cụ thể: (i) Thời hạn áp dụng giá mua điện cho dự án chuyển tiếp 20 năm; (ii) Cho phép chuyển đổi giá sang tiền USD và được điều chỉnh theo biến động tỷ giá VNĐ/USD, hoặc có quy định về tỷ lệ lạm phát/trượt giá trong giá phát điện; (iii) Quy định trách nhiệm mua toàn bộ sản lượng điện từ dự án năng lượng tái tạo với giá mua điện tại điểm giao nhận.
NĐT của các dự án chuyển tiếp đã thực sự huy động vốn và bỏ ra chi phí đầu tư thực hiện dự án tới những giai đoạn cuối cùng (ký các hợp đồng dự án, mua thiết bị cần thiết từ năm 2020 với các dự án điện mặt trời, từ năm 2021 với các dự án điện gió).
Các chính sách trên sẽ giúp NĐT an tâm tiếp tục đầu tư và phát triển các dự án chuyển tiếp và tránh được thiệt hại kinh tế, thậm chí có thể gây sụp đổ dự án và tác động tăng nợ xấu gây ảnh hưởng khôn lường tới hệ thống ngân hàng vì mục tiêu hoàn vốn không khả thi.
Thứ 3, cho phép huy động công suất các nhà máy đã hoàn tất xây dựng. Việc tính toán, xây dựng cơ chế giá mới cũng như đàm phán giá mua điện cụ thể theo khung giá này với từng dự án chuyển tiếp dù cần thiết nhưng sẽ mất nhiều thời gian.
Do vậy, trong thời gian chờ đợi chính sách mới, NĐT kiến nghị cho phép các dự án đã hoàn tất đầu tư xây dựng được đưa vào vận hành, ghi nhận sản lượng phát điện lên lưới và được thanh toán cho sản lượng điện này, sau khi quá trình đàm phán giá điện theo khung giá mới đã hoàn tất.
Do NĐT đã phải chờ đợi hơn 26 tháng đối với các dự án điện mặt trời và 16 tháng đối với dự án điện gió, công tác xây dựng cơ chế giá mới và đưa nhà máy vào vận hành ghi nhận sản lượng điện nên được thực hiện song song.
Việc cho phép huy động công suất như trên sẽ không chỉ bảo đảm lợi ích của các nhà đầu tư năng lượng tái tạo đã phải chờ đợi chính sách mới trong thời gian dài, mà còn tránh việc việc lãng phí tài nguyên điện sạch, nguồn lực đầu tư cũng như góp phần bảo đảm an ninh năng lượng.
Thứ 4, hoàn thiện và sớm ban hành cơ chế mua bán điện trực tiếp (DPPA). Thực tế hiện nhiều bên sử dụng điện lớn đã sẵn sàng mua điện từ các dự án, và cơ chế DPPA sẽ là phương án bổ sung cần thiết để NĐT điện mặt trời và điện gió có thể đi vào hoạt động và thu hồi vốn từ một kênh nhiều tiềm năng khác. Điều này cũng nhằm đưa thị trường bán buôn điện cạnh tranh vào hoạt động hiệu quả.
Các kiến nghị trên được thực hiện kịp thời sẽ đem lại sự an tâm, tin tưởng từ các NĐT nói chung vào sự bình ổn của chính sách nhà nước, góp phần thúc đẩy và thu hút đầu tư, xây dựng cơ chế năng lượng tái tạo lành mạnh, cạnh tranh, phát triển bền vững và bảo vệ môi trường.
