Gửi bình luận
Việc hồi tố công nhận COD có thể khiến giá FIT giảm xuống từ 25% đến gần xấp xỉ 50%, nhà đầu tư nguy cơ vỡ nợ và xóa bỏ gần như toàn bộ giá trị vốn chủ sở hữu từ các dự án này.
Đó là chia sẻ của ông Phạm Mộng Diễm, Giám đốc Công ty Cổ phần Năng lượng Dầu Tiếng Tây Ninh với Diễn đàn Doanh nghiệp.
Theo đó, các nhà đầu tư “phản ứng” với đề xuất hồi tố công nhận ngày vận hành thương mại (COD) các dự án điện gió và điện mặt trời vì cho rằng ảnh hưởng bất lợi nghiêm trọng không chỉ đến các doanh nghiệp năng lượng tái tạo nói riêng, mà còn ảnh hưởng lớn đến môi trường đầu tư nói chung.
- Cụ thể các tác động nghiêm trọng này là gì, thưa ông?
Thứ nhất, đề xuất hồi tố nói trên đi ngược với nguyên tắc KHÔNG được áp dụng hồi tố theo Điều 13 của Luật Đầu Tư 2020. Tại thời điểm các dự án được công nhận COD, pháp luật hiện hành không yêu cầu văn bản chấp thuận nghiệm thu là một trong các điều kiện để công nhận COD. Yêu cầu này chỉ xuất hiện sau khi Thông tư 10/2023/TT-BCT có hiệu lực vào tháng 6/2023. Do đó, việc áp dụng quy định này cho các dự án đã được công nhận COD từ trước khi Thông tư 10/2023/TT-BCT là không phù hợp với Luật Đầu tư 2020.
Thứ hai, việc này còn tác động tiêu cực đến tình hình tài chính của các nhà đầu tư. Việc hồi tố công nhận COD có thể khiến giá FIT giảm xuống từ 25% đến gần xấp xỉ 50%, nhà đầu tư nguy cơ vỡ nợ và xóa bỏ gần như toàn bộ giá trị vốn chủ sở hữu từ các dự án này.
Cuối cùng, sự thay đổi chính sách nói trên sẽ làm suy giảm niềm tin của các nhà đầu tư trong nước và ngoài nước vào năng lượng tái tạo, ảnh hưởng đến dòng vốn của FDI và uy tín của Việt Nam trên thị trường quốc tế.
- Vậy việc áp dụng hồi tố ngày COD – căn cứ tính giá FIT thay vào đó là “xác định điều kiện hưởng FIT dựa trên ngày cấp chấp thuận nghiệm thu” có phù hợp với Hợp đồng mua bán điện đã được các bên ký kết và các quy định liên quan của nhà nước không?
Việc xác định lại ngày COD dựa trên ngày cấp Chấp thuận Nghiệm thu, thay vì ngày COD ban đầu, là không phù hợp với hợp đồng mua bán điện (PPA) đã ký kết giữa EVN và Chủ đầu tư cũng như các quy định có liên quan. Cụ thể, tại Hợp đồng mua bán điện, COD của dự án hoặc một phần dự án điện nối lưới được định nghĩa là ngày mà toàn bộ hoặc một phần công trình điện sẵn sàn bán điện cho bên mua điện và thỏa mãn các điều kiện gồm: Nhà máy điện hoàn thành các thử nghiệm ban đầu đối với một phần của nhà máy điện và các trang thiết bị đấu nối; đã được cơ quan có thẩm quyền cấp giấy phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực phát điện và hai bên chốt chỉ số công tơ để bắt đầu thanh toán.
Trong đó, đối với điều kiện về thử nghiệm ban đầu, yêu cầu này đã được thực hiện theo các quy định của Bộ công thương và EVN, trong đó EVN đã ban hành Quyết định số 578/QĐ-EVN ngày 10/5/2019 về việc ban hành quy trình thử nghiệm và công nhận COD cho các dự án, nhưng không bao gồm yêu cầu về Văn bản chấp thuận kết quả nghiệm thu. Đối với điều kiện về các quy định về giấy phép hoạt động điện lực tại thời điểm đó cũng không yêu cầu chấp thuận nghiệm thu là một trong các điều kiện để được cấp giấy phép hoạt động điện lực cho nhà máy điện. Yêu cầu này chỉ được đưa vào Thông tư số 10/2023/TT-BTC và có hiệu lực kể từ ngày 9/6/2023.
Việc áp dụng hồi tố yêu cầu mới này đối với những dự án đã đạt COD từ nhiều năm trước là đi ngược với nguyên tắc không được áp dụng hồi tố của Luật Đầu tư. Đối với điều kiện hai bên đã tiến hành chốt chỉ số công tơ điện làm cơ sở cho việc bắt đầu thanh toán và nhà đầu tư cũng đã đáp ứng yêu cầu này.
Do đó, khẳng định rằng nhà đầu tư hoàn toàn tuân thủ các điều kiện và điều khoản của Hợp đồng mua bán điện. Việc EVN yêu cầu xác định lại ngày COD dựa trên ngày cấp chấp thuận nghiệm thu là không có cơ sở theo Hợp đồng mua bán điện đã ký kết giữa hai bên.
- Ông có thể phân tích kỹ hơn về tác động tới thị trường vốn nếu đề xuất được áp dụng?
Trước hết về thiệt hại tài chính đối với doanh nghiệp. Thứ nhất, ước tính mức sụt giảm lên đến 50% doanh thu vì chênh lệch giá điện.
Theo Quyết định 11/2017/QĐ-TTg, giá FIT cho điện mặt trời mặt đất là 2.086 đồng/kWh, tương đương khoảng 9.35 US cents/kWh. Nếu áp dụng giá tạm thời theo cơ chế chuyển tiếp căn cứ theo Quyết định số 21/2023, mức giá trần đối với điện mặt trời chuyển tiếp khoảng 1.184,90 đồng/kWh, tương đương khoảng 4.67 US cents/kWh, giá bán điện có thể giảm khoảng 50%. Đơn cử, một nhà máy điện mặt trời công suất 100 MWp, với sản lượng trung bình 150 triệu kWh/năm, nếu bị áp dụng giá bán điện mới thay vì giá FIT 1 cho nhà máy COD trước 30/6/2019, nhà máy điện mặt trời 100 MWp có thể bị mất khoảng 140 tỷ VND/năm, tương đương khoảng 5,5 triệu USD/năm.
Việc giảm doanh thu từ chênh lệch giá điện này ảnh hưởng trực tiếp đến lợi nhuận, làm giảm tỷ suất hoàn vốn nội bộ (IRR). Lợi nhuận sau thuế có thể giảm đến 77% trong trường hợp giá FIT giảm 25% hoặc thậm chí doanh thu không đủ bù chi phí vận hành và trả lãi vay, dự án rơi vào tình trạng lỗ nếu giá FIT giảm gần 50%. Đặc biệt, các dự án đầu tư trong năm 2019 sẽ bị ảnh hưởng nặng hơn so với các dự án phát triển sau này do chi phí đầu tư ban đầu cao. Cùng với đó, nếu lợi nhuận giảm, thời gian hoàn vốn của dự án có thể kéo dài vượt quá thời hạn của PPA (20 năm).
Thứ hai, ảnh hưởng nghiêm trọng đến dòng tiền và nguy cơ vi phạm hợp đồng vay vốn. Giảm giá FIT đồng nghĩa với dòng tiền hàng năm cũng như khả năng trả nợ (DSCR) giảm đáng kể. Nếu DSCR <1, doanh nghiệp sẽ không đủ dòng tiền để trả nợ. Ở mức FIT giảm 50% (DSCR = 0.58) dự án sẽ gặp rủi ro mất khả năng thanh toán, có thể dẫn tới vỡ nợ, phá sản.
Thứ ba, nguy cơ vi phạm hợp đồng đã ký kết với các nhà cung cấp. Khi dự án đã đi vào hoạt động nhiều năm và đang đi vào giai đoạn cần nhiều chi phí cho việc vận hành, bảo trì, bảo dưỡng. Các hợp đồng vận hành, bảo trì, bảo dưỡng đã được ký dài hạn với nhà cung cấp sẽ bị ảnh hưởng, trì trệ thanh toán do không có đủ tài chính dẫn đến vi phạm hợp đồng và giảm năng suất hoạt động của nhà máy.
- Trân trọng cảm ơn ông!
