Nhiều chủ đầu tư dự án điện gió, điện mặt trời chuyển tiếp khẳng định đã hoàn thành xây dựng, đủ điều kiện phát điện nhưng phía Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) vẫn chưa đẩy nhanh đàm phán mua điện từ các dự án này dù lo lắng thiếu điện trong mùa nắng nóng năm nay.
Bất đồng trong giá mua điện
Theo tìm hiểu của Thanh Niên, đến ngày 5.5, Công ty Mua bán điện (EPTC), thuộc EVN đã tiếp nhận 31 hồ sơ dự án điện gió, điện mặt trời chuyển tiếp tham gia đàm phán hợp đồng mua bán điện. Nhưng việc đàm phán vẫn chưa thể khai thông, do các bên chưa thống nhất được giá.
Để được huy động điện, các dự án điện gió, điện mặt trời chuyển tiếp phải đảm bảo tuân thủ đúng quy định của pháp luật tại Thông tư 15 của Bộ Công thương
Căn cứ theo Văn bản số 465/ĐTĐL-GP ngày 19.4 của Cục Điều tiết Điện lực (Bộ Công thương) về đề xuất mức giá tạm thời của một số chủ đầu tư dự án năng lượng tái tạo chuyển tiếp, ngày 26.4, EVN gửi văn bản cho EPTC xem xét mức giá tạm thời ≤ 50% giá trần khung giá phát điện của Quyết định 21.
Theo đó, giá tạm cho nhà máy điện mặt trời mặt đất là 592,45 đồng/kWh; nhà máy điện mặt trời nổi là 754,13 đồng/kWh; nhà máy điện gió trong đất liền là 793,56 đồng/kWh; nhà máy điện gió trên biển là 907,97 đồng/kWh.
EVN yêu cầu EPTC khẩn trương đàm phán, thống nhất mức giá tạm thời cho đến khi hai bên thoả thuận được mức giá điện chính thức, không thực hiện hồi tố, ký biên bản, ký tắt dự thảo hợp đồng sửa đổi, bổ sung hợp đồng mua bán điện hiện hữu.
Nhưng mức giá EVN đưa ra không nhận được sự đồng tình từ các nhà đầu tư. Theo chia sẻ của một nhà đầu tư, cụ thể với một dự án điện gió trên bờ đã vận hành trong năm 2022 quy mô công suất 50 MW. Chi phí đầu tư ước tính khoảng 2.000 tỉ với cấu trúc vốn vay 70% kèm lãi suất hiện tại khoảng 14%/năm, sản lượng trung bình ghi nhận xấp xỉ 140 GWh tương đương hệ số công suất 32%. Nếu áp dụng giá tạm đề xuất bằng tối đa 50% giá trần, doanh thu chưa đạt tới 112 tỉ đồng, chắc chắn không thể đủ dòng tiền chi trả chi phí vận hành tuabin cho nhà cung cấp khoảng 30 tỉ đồng (50.000 – 100.000 USD/tuabin) và lãi vay phát sinh gần 200 tỉ đồng.
Theo đó, nếu EVN không có cơ chế hồi tố, chưa tính tới các chi phí vận hành ngoài thiết bị tuabin (như trạm biến áp, móng tuabin…) thì bất kỳ nhà đầu tư nào chấp nhận giá phát tạm chắc chắn sẽ phải chấp nhận lỗ chi phí vận hành, lỗ chi phí khấu hao, đồng thời phải tìm kiếm nguồn vốn khác bù dòng tiền hao hụt tối thiểu hơn 118 tỉ đồng/năm và không thể trả nợ gốc cho ngân hàng.
Nguồn : thanhnien.vn
