Hiện có 85 dự án năng lượng tái tạo (công suất hơn 4.676 MW) đang ở giai đoạn vận hành thương mại chậm. Trong đó, 34 dự án chuyển tiếp (28 dự án điện gió, 6 điện trời) tổng công suất gần 2.091 MW đã hoàn thành thành công, đang thử nghiệm. Số dự án này không được hưởng giá FIT ưu đãi, mà phải đàm phán giá với EVG theo  khung phát điện  Bộ Công Thương ban hành đầu năm nay.

Báo cáo Bộ trưởng Công Thương Nguyễn Hồng Diên hôm nay, Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) cho biết, đến ngày 29/3 mới có 4 trong 85 chủ đầu tư gửi hồ sơ đàm phán giá. Trong quá trình làm việc với các vấn đề khó khăn, thiếu hàng loạt hướng dẫn từ Bộ Công Thương về thời hạn hợp lý đồng mua bán điện (PPA) và phương pháp xác định giá điện.

Hiện, Thông tư 01/2023 đã bỏ thời hạn hợp đồng PPA 20 năm với nhà máy điện nhưng vẫn giữ thời hạn này với nhà máy gió. Việc này tạo ra Tập đoàn Điện lực Việt Nam và các chủ đầu tư khó thống nhất về thời hạn hợp lý với nhà máy điện trời chuyển tiếp.

Về cách xác định giá dự đoán, Bộ Công Thương chỉ hướng dẫn khung theo Luật Điện lực, mà chưa hướng dẫn chi tiết các thông số đầu vào, nguyên tắc xác định giá. Sản phẩm dược phẩm, với dự án điện truyền tải (điện hơn, khí cụ), sản phẩm điện dùng để tính toán giá khoảng 6.000-6.500 giờ, nhưng dự án điện trời, điện gió chuyển tiếp chưa có hướng dẫn sản xuất lượng này.

Tương tự, các thông số đầu vào như lãi vay, chi phí O&M, tỷ lệ vốn chủ sở hữu chủ... để xác định giá đàm phán hiện Bộ cũng không hướng dẫn.

" Các công việc chưa có hướng dẫn chi tiết để xác định thông số, nguyên tắc xác định giá, nên EV và các công việc đầu tư chưa có cơ sở và không thể hoàn thành đàm phán, ký các PPA trước ngày 31/3 mà Bộ Công Thương yêu cầu”, Tập đoàn Điện lực Việt Nam cho biết.

Đặc biệt, các dự án điện chuyển tiếp của chủ tư vấn cũng nói "khó khả thi" trước ngày 31/3 nhưng vẫn ổn định về khung giá mua điện. Theo khung giá này, giá trần dự án điện trời chuyển tiếp là 1.185-1.508 đồng một kWh và điện gió 1.587-1.816 đồng một kWh. Mức giá trần này thấp hơn khoảng 20% ​​​​so với mức giá FIT Ưu đãi 20 năm từng được đưa ra trước đây.

Đại diện Tập đoàn Phát triển Năng lượng Gulf (Thái Lan) cho rằng năng lực này quá thấp tạo doanh nghiệp khó thực hiện dự án. Nhà chức trách cần tính toán bổ sung cho các tư vấn, sử dụng số đầu vào hợp lý hơn, đảm bảo giá điện tái tạo cạnh tranh với giá điện hơn, điện khí.

Về phía EV, tập đoàn này đề nghị Bộ Công Thương sớm cấm hành động, chấp thuận đề xuất về cách tính giá điện theo chiết khấu dòng tiền, để làm cơ sở đàm phán cho các dự án điện tái tạo chuyển tiếp.

Theo đó, giá điện sẽ bao gồm hai thành phần, là giá cố định và giá vận hành, bảo dưỡng (tương tự các nhà máy thủy điện). Cố định giá tính theo dòng tiền tương tự phương pháp quy định tại Thông tư 57/2020 với các thông số đầu vào, như tổng cấp độ, số tài chính chính theo thực tế vay, giải ngân.

Nguyên tắc xác định giá này, theo EV, đảm bảo cho các chủ đầu tư thanh toán các khoản chi phí hợp lý toàn bộ vòng đời kinh tế dự án; Tỷ suất sinh lời nội tại (IRR) dự án không quá 12% (mức trần IRR Bộ Công Thương quy định cho các dự án điện hơn, khí, thủy điện) và giá đồng mua bán điện nằm trong khung giá Bộ ban hành .