Hiện có 85 dự án năng lượng tái tạo (công suất hơn 4.676 MW) bị chậm tiến độ vận hành thương mại. Trong đó, 34 dự án chuyển tiếp (28 dự án điện gió, 6 điện mặt trời) tổng công suất gần 2.091 MW đã hoàn thành thi công, thử nghiệm. Số dự án này không được hưởng giá FIT ưu đãi, mà phải đàm phán giá với EVN theo khung giá 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 các bên gặp nhiều khó khăn do thiếu loạt hướng dẫn từ Bộ Công Thương về thời hạn hợp 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 mặt trời nhưng giữ thời hạn này với nhà máy điện gió. Việc này khiến EVN và các chủ đầu tư khó thống nhất về thời hạn hợp đồng với nhà máy điện mặt trời chuyển tiếp.

Về cách xác định giá đàm phán, 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. Chẳng hạn, với dự án điện truyền thống (điện than, khí), sản lượng điện dùng để tính toán giá khoảng 6.000-6.500 giờ, nhưng dự án điện mặt trời, điện gió chuyển tiếp chưa có hướng dẫn sản lượng này.

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

"Việc chưa có hướng dẫn chi tiết cách xác định các thông số, nguyên tắc xác định giá, nên EVN và các chủ 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", EVN cho biết.

Không riêng EVN, các chủ đầu tư dự án điện chuyển tiếp cũng nói "khó khả thi" trước 31/3 do còn nhiều băn khoăn về khung giá mua điện. Theo khung giá này, giá trần dự án điện mặt 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 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 mức giá này quá thấp khiến doanh nghiệp khó thực hiện dự án. Nhà chức trách cần tính toán thêm với các tư vấn, dùng thông số đầu vào hợp lý hơn, đảm bảo giá điện tái tạo cạnh tranh với giá điện than, điện khí.

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

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

Nguyên tắc xác định giá này, theo EVN, đảm bảo để các chủ đầu tư trả 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 than, khí, thuỷ điện) và giá hợp đồng mua bán điện nằm trong khung giá Bộ ban hành.