Đầu tiên là tiền đâu?

Năm ngoái, Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) lỗ hơn 36.294 tỷ đồng do giá sản xuất điện tăng 9,27%. Nếu trừ thu nhập tài chính khác, số lỗ là 26.236 tỷ đồng. EVN cho biết hiện tài chính của tập đoàn này rất khó khăn. Trong khi đó, EVN là đơn vị mua điện của nhiều dự án điện tái tạo. Nếu tình trạng lỗ kéo dài sẽ phải nợ tiền mua điện.

“EVN chỉ chậm trả tiền vài tháng là các nhà đầu tư cũng phải tiếp tục chịu mức lãi suất rất cao từ ngân hàng”, ông Bùi Văn Thịnh, Chủ tịch Hiệp hội điện gió, điện mặt trời Bình Thuận, Giám đốc CTCP Phong điện Thuận Bình, chia sẻ.

Cũng trong tọa đàm “Giá điện - điểm nghẽn trong cấp điện an toàn và thu hút đầu tư”, sáng 24/4, vị này cho biết, thời gian qua, các nhà đầu tư dự án năng lượng tái tạo rất chia sẻ với EVN về việc cắt giảm công suất điện tái tạo ở một số thời điểm, một số dự án tại các vùng không thể tiêu thụ, truyền tải hết. Bởi bản chất của của năng lượng tái tạo rất “đỏng đảnh”, lúc có, lúc không, để đảm bảo ổn định hệ thống lưới điện và cân bằng năng lượng tái tạo, phải có nguồn dự phòng đủ lớn.

Ở châu Âu, họ có lưới điện liên kết toàn khu vực, nguồn điện nước này sẽ gánh cho nước kia. Còn Việt Nam đã có lưới điện liên kết trong khu vực với Campuchia, Lào, Trung Quốc, nhưng công suất rất nhỏ, gần như chưa điều hòa được cho những bất ổn của năng lượng tái tạo.

Nhưng, nếu EVN không mua điện, các nhà đầu tư rất khó khăn về tài chính. Trong khi đó, đầu tư hệ thống lưu trữ điện năng cũng hoàn toàn là vấn đề kinh tế, tài chính. Khi một nhà máy năng lượng tái tạo đầu tư một hệ thống lưu trữ, giá điện sẽ tăng gấp đôi. Khi giá tăng gấp đôi, người mua là EVN chắc chắn không chịu nổi. Nhà đầu tư mà không bán được điện cũng không dám đầu tư vì rủi ro quá lớn.

“Bản bản chất của giá FIT (giá ưu đãi) là phát ra bao nhiêu thì lưới phải tiêu thụ bấy nhiêu, EVN phải trả tiền tương ứng. Mọi tính toán khi đầu tư dự án đều dựa trên cơ sở đó. Với lợi nhuận đưa vào tính toán là 12-15%, chỉ cần cắt giảm 10% đã hết lãi. Có dự án hiện nay đang cắt giảm 20%...”, ông Thịnh thông tin.

Năm 2021, khi đưa vào vận hành 4.000 MW điện gió, những doanh nghiệp hàng đầu thế giới vào Việt Nam để chuẩn bị tư thế sẵn sàng cho điện gió ngoài khơi. Nhưng đến thời điểm hiện tại, theo ông Thịnh, họ đang định hướng chuyển sang các thị trường khác như Đài Loan, Philippines…

“Thời gian vừa qua, việc chậm trễ của 34 dự án năng lượng tái tạo, trong đó 28 dự án điện gió, phần lớn do yếu tố khách quan là dịch bệnh Covid-19, dẫn đến 1/3 dự án năng lượng tái tạo không kịp hưởng giá FIT. Đến giờ này, họ đang phải sống trong cảnh 'sống dở, chết dở'.

Trước chúng ta kêu gọi giải cứu dưa hấu, nông sản, giờ chúng tôi mong muốn Chính phủ, các bộ ngành cùng chung tay giải cứu điện tái tạo. Nếu các dự án không sống được thì tương lai năng lượng tái tạo Việt Nam sẽ như thế nào, vì để đạt được mục tiêu Net Zero 2050 thì không thể thiếu nguồn năng lượng tái tạo, trong đó có điện gió ngoài khơi”, ông Thịnh cho biết.

“Dài cổ” chờ Quy hoạch điện VIII

Cách đây 2 hôm (22/4), trong cuộc họp với Thủ tướng Chính phủ, đại diện Hiệp hội doanh nghiệp Mỹ, châu Âu, Hội đồng Kinh doanh Mỹ - ASEAN… một lần nữa đề nghị sớm thông qua Quy hoạch điện VIII, cơ chế mua bán điện trực tiếp. Bởi đây là cơ sở pháp lý để thực hiện các dự án nguồn điện, lưới điện.

Ông Hà Đăng Sơn, Giám đốc Trung tâm Nghiên cứu Năng lượng và tăng trưởng xanh, cho biết, chuyển từ cơ chế giá FIT sang cơ chế đấu thầu là thách thức rất lớn với các dự án bị trễ hẹn với giá FIT. Bởi các khung pháp lý còn khá lỏng lẻo khi các văn bản hướng dẫn các Quyết định, Nghị định chưa đầy đủ để giúp các nhà đầu tư đàm phán tốt nhất với bên mua là EVN.

“Bản thân các mức giá, điều khoản hiện nay để đưa ra đàm phán cũng rất khó khăn, chưa phản ánh đủ chi phí mà nhà đầu tư bỏ ra do ảnh hưởng của đại dịch. Lẽ ra, ngay từ lúc đó đã phải có chính sách để giải quyết bài toán này, phải là các cơ chế mang tính đặc thù.

Ví dụ trong Quyết định 13 về điện mặt trời, ghi rõ khi kết thúc cơ chế giá FIT sẽ chuyển sang cơ chế đấu thầu. Lúc đó chúng tôi đã biết cơ chế đấu thầu chưa được thiết kế đầy đủ và hoàn chỉnh thì rất khó để áp dụng khi chuyển tiếp. Các cơ quan liên quan gần như bị động trong việc đề xuất và đưa ra chính sách đủ linh hoạt và đáp ứng nhu cầu của thị trường trong thời điểm đó”, ông Hà nói.

Cũng theo ông Hà, hai cơ quan chịu trách nhiệm chính trong việc nghiên cứu về giá mua – bán điện là Bộ Công thương và Bộ Tài chính. Rất nhiều cơ chế hỗ trợ năng lượng tái tạo phải tham vấn nhưng đã bị điều chỉnh khác so với thiết kế ban đầu.

Như cơ chế điện mặt trời mái nhà vừa qua gây ra câu chuyện ầm ĩ liên quan đến việc thanh tra, kiểm tra do phát triển nóng. Bản chất, Bộ Công thương thiết kế cơ chế điện mặt trời mái nhà theo cách thức bù trừ, một cách thức rất hiện đại theo xu hướng quốc tế.

Nhưng khi sang Bộ Tài chính, do các quy định về thuế, dòng tiền chi trả không thể phù hợp với quy định Việt Nam, buộc phải chuyển về cơ chế 2 dòng tiền riêng. Điều này làm nảy sinh vấn đề các nhà đầu tư chỉ quan tâm đến chuyện bán điện nhiều nhất lên điện lưới, thay vì sử dụng để bù trừ cho hoạt động sản xuất kinh doanh. Cơ chế điện mặt trời mái nhà do vậy bị méo mó đi.

“Để giải cứu các nhà đầu tư điện năng lượng tái tạo chuyển tiếp, theo chỉ đạo của Thủ tướng, Bộ Tài chính cũng phải tham gia tích cực hơn và đưa ra các phương án cụ thể, rõ ràng. Phải giải cứu theo cơ chế nào, có nên ghi sổ trước 50% không vì còn liên quan đến tài sản, dòng tiền, quyết toán thuế của EVN… rất nhiều câu chuyện thuộc về tài chính”, ông Hà nói.

Theo Bộ trưởng Công Thương Nguyễn Hồng Diên, bản thảo mới nhất Quy hoạch điện VIII đang được gấp rút hoàn thiện và dự kiến trình Thủ tướng phê duyệt trong tháng 5 tới.