EVN đã đề xuất một số phương án điều chỉnh giá điện dựa trên việc điều chỉnh ngày vận hành thương mại (COD), hay còn gọi là ngày COD mới. Ảnh: Shutterstock.com

Thanh Hằng Chủ Nhật | 18/05/2025 07:30

Lý & tình của điện mặt trời

Các công ty năng lượng tái tạo lớn gần đây rút lui làm lộ rõ những thách thức trong lĩnh vực này.

Một ngày cuối tháng 3/2025, tại văn phòng ở quận 3, TP.HCM, ông Trần Minh Tiến, Giám đốc Điều hành Công ty Quang điện Phú Khánh, được người phụ trách tài chính báo đã bị trễ thanh toán một phần tiền điện. Ông Tiến thở dài khi điều lo lắng cuối cùng cũng xảy ra. Đã nửa năm nay, ông râm ran nghe tin nhiều nhà máy điện mặt trời đang vận hành theo cơ chế giá ưu đãi FIT ngừng được EVN thanh toán tiền, dù điện vẫn đều đặn phát lên lưới.

Ngoài 2 nhà máy thuộc Phú Khánh, danh mục dự án mà BG Energy, công ty năng lượng thuộc Tập đoàn BG có trụ sở tại Thái Lan, nơi ông Tiến làm việc, còn có 2 dự án khác tại Ninh Thuận là Mỹ Sơn 1 và Mỹ Sơn 2. Toàn bộ dự án có tổng công suất hơn 210 MW đã được Tập đoàn mua lại trong năm 2020. “Những dự án này đều đã có hợp đồng mua bán điện (PPA) và hoàn tất phát điện lên lưới vào cuối năm 2019”, ông Tiến phân trần. Đến nay, “tất cả 4 nhà máy bên tôi mới bị giữ lại một phần từ tháng 1/2025”, ông Tiến nói về khoản giữ lại gần 30% tại Phú Khánh và gần 50% tại Mỹ Sơn.

Nhiều dự án điện mặt trời, điện gió đã được các nhà đầu tư khai thác như BG Energy mua lại sau khi hoàn tất phát điện lên lưới. Cùng với hợp đồng mua bán điện, họ thừa hưởng luôn khoản vay, thường bằng nội tệ với ngân hàng trong nước của dự án. Với mặt bằng lãi suất thấp như hiện tại, các dự án của BG Energy đang trả mức lãi suất 7,6%/năm. Việc dòng tiền thu vào bị gián đoạn khiến ông phải xoay xở bằng cách lấy tiền từ những dự án còn lại để trả lãi cho dự án này.

Một trong những nhà đầu tư đã bị dừng trả tiền sớm nhất là Dragon Capital (DC), với số tiền tích lũy từ tháng 9/2023 đến nay lên đến 240 tỉ đồng. Cũng như ông Tiến, DC đang gồng mình trả khoản vay của dự án có công suất 40 MW bị chậm trả bằng 2 dự án vẫn đang được thanh toán. “2 dự án còn lại vẫn nhận tiền bình thường, nhưng nếu áp dụng hồi tố thì 2 dự án cũng bị điều chỉnh giá và sẽ không đủ khả năng trả nợ cho các dự án”, ông Nguyễn Hữu Quang, Giám đốc danh mục năng lượng sạch của DC, lo lắng.

Tình trạng tắc nghẽn dòng tiền này khởi nguồn từ quy định năm 2023 về việc dự án phải có chấp thuận nghiệm thu hoàn công (CCA) mới đủ điều kiện ký hợp đồng mua bán điện (PPA) và hưởng giá ưu đãi FIT. Hơn 170 dự án đã bị ảnh hưởng bởi quyết định này. EVN đã đề xuất một số phương án điều chỉnh giá điện dựa trên việc điều chỉnh ngày vận hành thương mại (COD), hay còn gọi là ngày COD mới. Tuy nhiên, các phương án này vẫn chưa được các nhà đầu tư đồng ý. Những cuộc thảo luận gần đây giữa các bên liên quan vẫn chưa đưa ra được giải pháp cuối cùng.

Các dự án điện mặt trời và điện gió chuyển tiếp này, tổng cộng hơn 4.600 MW, đang bị kẹt mà không có thỏa thuận về giá với EVN. Hoàn tất các cuộc đàm phán dựa trên Quyết định 21 của Bộ Công Thương (quy định giá trần điện mặt trời ở mức 5-6,4 cent Mỹ/kWh) sẽ ngay lập tức bổ sung công suất sạch rất cần thiết cho lưới điện. “Giải quyết được nút thắt này là chiến thắng nhanh nhất”, Phó Giáo sư Tài chính Hao Liang của Trường Kinh doanh Lee Kong Chian kiêm đồng Giám đốc Trung tâm Tài chính Xanh Singapore bình luận với NCĐT.

Mặc dù khuôn khổ Quyết định 21 nhằm mục đích tạo điều kiện thuận lợi cho các cuộc đàm phán, nhưng mức giá này thấp hơn đáng kể so với biểu giá điện hỗ trợ trước đây. Điều này có khả năng gây ra lo ngại cho nhà đầu tư quốc tế.

Cho đến nay, Việt Nam đã đạt được những tiến bộ đáng kể về năng lượng tái tạo, đặc biệt là năng lượng mặt trời và năng lượng gió. Theo Vietnam Briefing, tính đến năm 2023 công suất điện mặt trời lắp đặt của cả nước là 18,85 GW, chiếm hơn 1/3 tổng công suất năng lượng tái tạo. Năng lượng gió cũng chứng kiến sự tăng trưởng mạnh mẽ, với công suất điện gió trên bờ đạt hơn 3,5 GW vào cuối năm 2022.

Tuy nhiên, việc tích hợp các nguồn năng lượng tái tạo này vào lưới điện quốc gia vẫn là một thách thức do những hạn chế về cơ sở hạ tầng. Vị Phó Giáo sư của Trường Lee Kong Chian nhận thấy: “Việc nâng cao công suất và tính linh hoạt của lưới điện là rất quan trọng để thích ứng với sự biến động của năng lượng tái tạo và đảm bảo nguồn cung cấp điện ổn định”.

Dù vậy, việc các công ty năng lượng tái tạo lớn gần đây rút lui, chẳng hạn như Enel của Ý và Equinor của Na Uy, làm nổi bật những thách thức trong môi trường đầu tư. Ông Hao Liang cho rằng việc giải quyết các rào cản về quy định, đảm bảo sự ổn định của chính sách và đưa ra các ưu đãi có thể nâng cao sức hấp dẫn của Việt Nam đối với nhà đầu tư quốc tế và tạo điều kiện thuận lợi cho việc chuyển giao công nghệ và kiến thức.

Trở lại với BG Energy, bài toán ban đầu của họ khi mua dự án là sẽ hoàn vốn trong 12 năm ở mức giá FIT1 là 9,35 cent. “Nếu giảm giá xuống FIT2 là 7,09 cent thì khả năng hoàn vốn sau 19-20 năm. Còn nếu chuyển giá từ FIT2 xuống tiếp là 4,8 cent thì chúng tôi sẽ phá sản ngay vì không đủ tiền trả nợ ngân hàng”, vị Giám đốc của BG Energy phân tích.

Với việc COD “chênh” với PPA, BG Energy đang tạm dừng mua thêm dự án tại Việt Nam. Ngược lại, họ tìm cách thoái bớt danh mục với phương châm “cái gì bán được thì bán”. Ông Tiến đề cập danh mục năng lượng tái tạo có thêm 4 nhà máy điện gió, trong đó chỉ mới có 1 nhà máy bán được điện dù tất cả đã hoàn thành xây dựng từ 2 năm nay.

Ông Tiến đề xuất không nên hồi tố, vì gần như 100% dự án điện tại Việt Nam theo quy trình này. Theo ông, phương án hay nhất là thu hồi quyền lợi chưa đủ tiêu chuẩn để hưởng, tức số tiền thu được từ khi COD đến khi CCA (khoảng 1-2 năm). Trong trường hợp này, PPA nên sửa ngày theo hướng gia hạn thêm thời hạn hợp đồng (để bù thời gian đã hoàn trả ở trên). “Kịch bản tốt nhất là xử lý có lý có tình”, ông Tiến nói.

Có thể bạn quan tâm

Khoảng trống của thương hiệu quốc gia