Tương lai nào cho các dự án điện gió?
Mặc dù Bộ Công Thương đã thúc giục Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) hoàn tất đàm phán với 85 chủ đầu tư dự án năng lượng sạch chuyển tiếp trước 31/3 để sớm đưa vào vận hành nhưng đến 15/4, mới có 25 nhà đầu tư gửi hồ sơ, chuẩn bị cho đàm phán giá.
Chậm ngày nào thiệt ngày đấy, song một trong những lý do khiến nhiều nhà đầu tư không mặn mà gửi hồ sơ dù rất sốt ruột, là bởi họ cho rằng giá trần thấp, “cách quá xa” với mức giá ưu đãi hơn 1.900 đồng/kWh áp dụng cho dự án vận hành trước 1/11/2021.
Trong khi các dự án chuyển tiếp bị gánh suất đầu tư đắt đỏ thời “chạy nước rút” cho kịp giá ưu đãi.
Một nhà đầu tư chia sẻ: Đưa các yếu tố đầu vào lý tưởng để tính toán giá trần bán điện bảo đảm tỷ suất hoàn vốn nội bộ (IRR) 12% cho các dự án điện gió, điện mặt trời chuyển tiếp, Bộ Công Thương khiến chủ đầu tư gặp khó. Lãi suất vay các dự án đang tiệm cận mức 12%, nếu các dự án không “lý tưởng” như Bộ Công Thương tính toán thì âm dòng tiền, nguy cơ lớn không trả được nợ ngân hàng.
Hiệp hội Doanh nghiệp châu Âu tại Việt Nam (Eurocham) cho rằng: Các mức giá trần của Quyết định 21/QĐ-BCT của Bộ Công Thương năm 2023 thể hiện mức giảm 20-25% so với các mức giá FiT trước đó (đối với điện gió, dựa trên tỷ giá hiện tại) và giảm gần 40% đối với điện mặt trời nối đất.
Các dự án chuyển đổi đã được xây dựng có thể sẽ không có lựa chọn nào khác ngoài việc chấp nhận các mức giá này.
Eurocham đánh giá, việc lấy giá trị thấp nhất làm giá trần là không hợp lý. Việc thẩm định giá cho các dự án trong tương lai (không phải quá trình chuyển đổi) cần tính đến các điều kiện kinh tế vĩ mô hiện tại như vốn đầu tư cao hơn, chi phí lãi suất, ách tắc chuỗi cung ứng… mà nhiều dự án chuyển đổi đã xây dựng chưa đối mặt hết.
“Bộ Công Thương nên tham khảo ý kiến của các chuyên gia độc lập để kiểm chứng các giả định và phương pháp luận đưa ra trước khi hoàn thiện các khung giá”, hiệp hội này nêu ý kiến.
Tại cuộc đối thoại với EVN vào cuối tháng 3 vừa qua, ông Đỗ Văn Bình, Chủ tịch Công ty cổ phần năng lượng tái tạo Đại Dương cũng cho hay, các doanh nghiệp rất trăn trở vì khung giá không đủ bù đắp cho các vấn đề đã đầu tư rồi. Việc đưa các công thức tính toán hiện nay cũng được các nhà đầu tư cho là không thỏa đáng bởi dựa trên các thông số sản lượng điện phát cao nhất, vốn đầu tư nhỏ nhất để ra giá tối ưu trong khi thực tế thì không vận hành được mức đó, gây bất lợi cho các doanh nghiệp.
Các chuyên gia cho rằng việc các doanh nghiệp mong muốn có mức giá đàm phán đảm bảo dự án có lãi là chính đáng. Tuy nhiên việc đàm phán cần trên cơ sở hài hòa lợi ích giữa Nhà nước, người tiêu dùng điện.
“Mức giá trần Bộ Công Thương đưa ra là cơ sở để thảo luận, nhưng nếu thảo luận thấy không hợp lý thì cần “nâng lên đặt xuống” theo nguyên tắc không tác động mạnh đến kinh tế vĩ mô”, TS Ngô Đức Lâm, nguyên Phó Viện trưởng Viện năng lượng chia sẻ.
Đủ thứ chi phí sau khi dự án vận hành
Trò chuyện với PV. VietNamNet, ông Vũ Văn Ngọc – Phó Tổng Giám đốc Công ty CP Tập đoàn AMACCAO, Tổng giám đốc Dự án Điện gió Khe Sanh – liệt kê hàng loạt chi phí vận hành dự án sau khi kịp giá ưu đãi (FiT).
Trước hết, chi phí đầu tư 40 tỷ đồng/MW, khấu hao chia cho 20 năm. Như vậy, mỗi năm khấu hao phải thu được 2 tỷ/MW.
Trong khi đó, 40 tỷ đồng này DN phải vay ngân hàng 65% tức là khoảng 26 tỷ, mỗi năm chịu lãi suất 9-10%. Như vậy, chi phí lãi vay mất khoảng 2,4-2,6 tỷ cho 1 MW. Một dự án tầm 12 năm mới trả hết phần này.
Về chi phí vận hành, ông Ngọc chia sẻ: Vận hành nhà máy điện gió cũng khác với thủy điện, nhiệt điện, điện mặt trời. Thủy điện, nhiệt điện hay các loại hình phát điện khác do người Việt Nam vận hành, nên chi phí vận hành chỉ 2-2,5% doanh thu. Nhưng dự án điện gió phải thuê đúng bên bán turbine vận hành do nhân sự người Việt chưa vận hành được.
“Một năm vận hành 1 turbine là 60.000 USD. Dự án nào 50 turbine là 3 triệu USD, dự án nào 20 turbine là 1,2 triệu USD. Như vậy, mất mấy chục tỷ/năm và phải ký trong vòng 10 năm. Tiền vận hành cực kỳ đắt đỏ, chiếm từ 6-8% doanh thu”, ông Ngọc tính toán và nói thêm, đó là chưa kể chi phí vận hành trạm biến áp, đường dây và hạ tầng khu vực, bảo vệ cũng mất khoảng 20.000 USD/năm/MW”.
Cùng với đó, chi phí sửa chữa nhỏ (2 năm/lần), sửa chữa lớn 5 năm/lần cũng chưa được tính cụ thể vì chưa có kinh nghiệm nên nhiều nhà đầu tư không biết sẽ hết bao nhiêu. Khoản chi nữa là phải bảo trì hệ thống đường sá để xe ô tô ra vào. Các mái turbine cũng phải được trồng cây xanh để chống sạt lở.
Trong khi đó, việc các turbine có thể phát sinh hỏng hóc cũng có thể khiến nhà đầu tư tốn “mớ tiền”. Việc sửa chữa, bảo trì, thay thế thiết bị điện gió gặp khó khăn phức tạp vì ở trên cao, phải dùng cẩu đặc thù, cẩu lớn 800 tấn và phải tổ chức như làm lại từ đầu (kể cả phải thay những chi tiết cỡ vừa), khác rất nhiều việc bảo trì, thay thế thiết bị của nhà máy điện than hay thuỷ điện.
Ngoài ra, bảo hiểm cũng là khoản mà chủ đầu tư buộc phải mua vì còn dự phòng bão, động đất, sạt lở… và cũng một phần vì ngân hàng cho vay “bắt” phải mua bảo hiểm này khi ký hợp đồng vay vốn. Mỗi năm tiền bảo hiểm khoảng 0,5-1% trên doanh thu/năm (tùy nhà bảo hiểm), một dự án mất khoảng 1,5-6 tỷ bảo hiểm/năm (tùy quy mô dự án), bao giờ trả hết nợ mới thôi.
Việc đàm phán về giá điện cần được thực hiện trên tinh thần hài hòa lợi ích giữa các bên, chia sẻ rủi ro theo chỉ đạo của Thủ tướng Chính phủ, đồng thời các dự án phải chấp hành đầy đủ quy định pháp luật về đất đai, xây dựng, điện lực, quy hoạch, môi trường, phòng cháy chữa cháy…
Bộ Công Thương mong muốn EVN và các chủ đầu tư sớm thỏa thuận, thống nhất giá điện nhà máy điện mặt trời, điện gió chuyển tiếp để đưa các dự án vào hoạt động theo đúng quy định của pháp luật.
