Băn khoăn cách tính giá điện gió nhập khẩu từ Lào

>>Năm 2024 mục tiêu hoàn thiện các quy hoạch năng lượng

Đó là chia sẻ của một số nhà đầu tư năng lượng tái tạo với Diễn đàn Doanh nghiệp.

Theo các nhà đầu tư, mới đây Công ty mua bán điện (EPTC) có công văn số 1148/EPTC-KDMĐ báo cáo Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) về đề xuất tính toán khung giá phát điện nhập khẩu điện từ Lào, giai đoạn từ ngày 31/12/2025

Trăn trở về giá

Trong đó EPTC đề xuất Tập đoàn Điện lực Việt Nam mua điện từ Lào sau năm 2025 với mức giá trần của nhà máy thủy điện là 6,95 cent/kWh, còn với điện gió, mức giá đề xuất mới là 5,51 cent/kWh (khoảng hơn 1.377 đồng), giảm từ 6,95 cent/kWh. Với hai khung giá phát điện được đề xuất cho hai nguồn của thủy điện và điện gió nhập khẩu điện từ Lào, giai đoạn từ ngày 31/12/2025 được nhà đầu tư đặt câu hỏi liệu có khả thi hay không?

Đưa ra cách tính khung giá nhà đầu tư cho biết, sở dĩ có mức giá đề xuất như trên là Công ty mua bán điện (EPTC) đã căn cứ dựa trên một báo cáo của Cơ quan năng lượng tái tạo Quốc tế (IRENA) của năm 2022. Trong báo cáo này nêu lên suất đầu tư đối với loại hình nhà máy thủy điện giai đoạn từ 2010 đến 2022 tăng khoảng 8,73%/năm và suất đầu tư đối với loại hình nhà máy điện gió giảm 3,46%/năm.

Trước đề xuất giá cho hai loại hình nhà máy thủy điện và điện gió nhập khẩu từ Lào giai đoạn từ ngày 31/12/2025, các nhà đầu tư cho rằng cách tính như trên là không thỏa đáng, bởi đưa ra để đối chiếu thì giá điện của các nhà máy thủy điện (hiện đã phát điện, vận hành thương mại) có công suất trên 30MW ở trong nước đang được EVN mua với giá khoảng từ 1050- 1300đồng/kwh, giá điện của các nhà máy điện gió chuyển tiếp là 6,4 cent/kwh (một số nhà máy đã phát điện trong danh sách các nhà máy điện gió chuyển tiếp).

Đồng quan điểm về vấn đề này, đại diện một đơn vị tổng thầu uy tín trong nước cho biết: Tổng mức đầu tư dự án điện sẽ bao gồm 2 phần: Thiết bị máy móc và phần xây dựng lắp đặt. Phần thiết bị máy móc và công nghệ cho thủy điện và điện gió sẽ giảm tuy nhiên các chi phí phần xây dựng sẽ giảm rất ít thậm chí có thể tăng. Theo đại diện của Công ty, phần thiết bị thủy điện và điện gió tính theo MW đều sẽ giảm đi tuy nhiên thiết bị điện gió có thể giảm với tỷ lệ cao hơn thủy điện. 

Đặc biệt, với các dự án điện cần quan tâm đến giá điện quy dẫn (LCOE) chứ không phải suất đầu tư. Đối với điện gió hiện các nhà sản xuất có có xu hướng sử dụng các tuabin có công suất lớn hơn qua đó sẽ giảm suất đầu tư (do cùng công suất sẽ sử dụng số tuabin ít hơn) tuy nhiên sản lượng sẽ giảm và dẫn đến tốc độ giảm suất đầu tư sẽ không tương xứng với tốc độ giảm giá điện quy dẫn (vì giá điện quy dẫn – LCOE có xu hướng giảm chậm hơn rất nhiều chi phí đầu tư).

Mặt khác, đối với các dự án thủy điện sẽ xây dựng thì chi phí xây dựng sẽ tăng trong tương lai do các dự án có cột nước cao đấu nối dễ và thuận lợi thi công đã được xây dựng hết từ những năm trước.

Bên cạnh đó, đối với các nhà máy điện gió phần chi xây dựng cũng tăng lên do phải xây dựng ở các vị trí không có tiềm năng gió tốt (tốc độ cao). Các vị trí thuận lợi cho việc vận tải và đấu nối đã được thực hiện trong Quy hoạch điện VII (như các dự án điện gió ở miền Trung và Miền nam đã thi công….Hiện tại như ở Miền bắc, nếu thi công thì các dự án đa số có tốc độ gió thấp và trên núi cao nên việc triển khai xây dựng sẽ rất khó khăn và chi phí sẽ tăng cao).

“Vì vậy tổng mức đầu tư chỉ dựa trên báo cáo từ năm 2010 đến 2022 và dùng để xác định giá điện cho giai đoạn sau 2026 là không sát thực tế. Bởi sự tăng giảm không theo tuyến tính và giá điện được tính toán phụ thuộc vào rất nhiều yếu tố và căn cứ trên cơ sở về tỷ suất sinh lời nội tại của dự án (IRR) chứ không phải trên cơ sở tổng mức đầu tư. Ngoài ra còn có rất nhiều yếu tố khác ảnh hưởng đến giá điện như chi phí vận hành (chi phí O&M của điện gió lớn hơn thủy điện rất nhiều), vì vậy EPTC đề xuất giá điện chỉ trên cơ sở tổng mức đầu tư là không chính xác” - đại diện Công ty cho biết.

Nhìn về mục tiêu Quy hoạch điện VIII 

Với mục tiêu phát triển các nguồn điện trong nước, Quy hoạch điện VIII (QH8) cơ cấu nguồn gió trên bờ là 21.880 MW (14,5% tổng công suất các nhà máy điện); Điện gió ngoài khơi 6.000 MW (4,0%), trường hợp công nghệ tiến triển nhanh, giá điện và chi phí truyền tải hợp lý thì phát triển quy mô cao hơn; Điện than, dự kiến trước 2030 là 3600MW giá dự kiến 8-9cent/kwh.

Với mức cơ cấu nguồn như trên đại diện Công ty lo ngại sẽ khó hoàn thành được mục tiêu xây dựng các nguồn điện vì: Điện gió ngoài khơi chưa có chính sách vì vậy việc triển khai 6000MW theo quy hoạch trước năm 2030 là rất khó đạt được. Với điện gió trên bờ, hiện tại kế hoạch thực hiện QH8 chưa xong, đồng thời cũng chưa có các hướng dẫn về việc lựa chọn nhà đầu tư, tính toán và đàm phán giá điện.

Nhà đầu tư cho rằng, giả định có áp dụng giá trần các dự án chuyển tiếp (6,4 cent/kwh) đối với các dự án điện gió ở miền Bắc thì cũng rất khó triển khai do tiềm năng gió ở miền Bắc rất thấp so với các khu vực miền Trung và miền Nam.

Còn với điện khí, có nhiều thách thức về nguồn cung LNG giá cả biến động nhanh. Hai năm trở lại đây gần như giậm chân tại chỗ trong việc đàm phán giá điện và Hợp đồng mua bán điện (PPA) với EVN. Cụ thể như dự án Nhơn Trạch 3&4 sắp xây xong vẫn chưa đàm phán được PPA và các hợp đồng khí dài hạn.

“Trong bối cảnh giá điện gió của Philippine là 10cent/kwh của Thailand là 8,6 cent/KWh thì việc EPTC đề xuất giá trần là 5.51 cent/KWh sẽ không thể thu hút được nguồn vốn từ các nhà đầu tư và các tổ chức tín dụng để phát triển điện gió. Với giá nhiên liệu như hiện nay và dự báo trong thời gian tới thì giá điện dự kiến sẽ lớn hơn 8 cent. Do đó chúng tôi cho rằng, cần có chính sách giá phù hợp có lợi cho các bên tham gia và một trong những yếu tố rất quan trọng khác là thu hút nguồn vốn để đầu tư nguồn điện trong các năm tới”- đại diện doanh nghiệp đề xuất.