EVN trình Bộ Công Thương khung giá phát điện cho nhà máy điện mặt trời và điện gió chuyển tiếp

Ngày 20/11/2022, Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) có văn bản gửi Bộ Công Thương, Cụ Điều tiết Điện lực về việc tính toán khung giá phát điện cho nhà máy điện mặt trời, điện gió chuyển tiếp.

Với các dữ liệu thu thập được đến ngày 16/11/2022, Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) vừa kiến nghị Bộ Công thương, Cục Điều tiết Điện lực áp dụng khung giá phát điện từng loại hình nhà máy năng lượng tái tạo là giá trị nhỏ nhất trong các kết quả tính toán theo 4 phương án mà đơn vị này thực hiện gấp thời gian qua.

Cụ thể:

STT	Loại hình nhà máy điện	Giá trị tối đa của khung giá (đồng/kWh)
1	Nhà máy điện mặt trời mặt đất	1.187,96
2	Nhà máy điện mặt trời nổi	1,569,83
3	Nhà máy điện gió trong đất liền	1.590,88
4	Nhà máy điện gió trên biển	1.944,91

EVN cũng cho biết, EVN đã sử dụng số liệu báo cáo của các chủ đầu tư nên không đủ cơ sở xác định tính chính xác, hợp lý, hợp lệ của số liệu. Các chủ đầu tư chịu hoàn toàn trách nhiệm về tính chính xác, hợp lý, hợp lệ của số liệu báo cáo và tuân thủ quy định pháp luật trong thực hiện dự án; các thông số tính toán chỉ là giả thiết của EVN và cần phải được thẩm tra, quyết định bởi Bộ Công Thương.

Trước đó, EVN được Bộ Công Thương, Cục Điều tiết Điện lực giao nhiệm vụ xây dựng khung giá phát điện cho nhà máy điện mặt trời, nhà máy điện gió chuyển tiếp.

Để thực hiện nhiệm vụ này, EVN đã gửi công văn tới hơn 240 nhà máy năng lượng tái tạo đề nghị cung cấp thông tin.

Đến ngày 16/11/2022, EVN chỉ nhận được phản hồi từ chủ đầu tư của 208 nhà máy điện, gồm 95 nhà máy điện mặt trời mặt đất; 04 nhà máy điện mặt trời nổi trong tổng số 147 nhà máy điện mặt trời đã ký Hợp đồng mua bán điện với EVN.

Cũng đã có 109 nhà máy điện gió trong tổng số 146 nhà máy điện gió đã ký Hợp đồng mua bán điện với EVN cung cấp thông tin.

Do nhiều nhà máy chưa hết thời hạn để các chủ đầu tư cung cấp báo cáo nghiên cứu khả thi hoặc thiết kế kỹ thuật cho EVN nên đơn vị này đã phải tạm sử dụng dữ liệu để tính toán căn cứ theo các phản hồi từ 208 nhà máy điện nêu trên.

Đã có 4 phương án được tính toán.

Trong phương án 1, với các thông số tính toán được quy định cụ thể tại thông tu 15/2022/TT-BCT, EVN thực hiện áp dụng theo quy định này. Với các thông số tính toán chưa được quy định cụ thể tại Thông tư 15, EVN cũng đã đưa ra một số giải pháp.

Theo đó, tổng mức đầu tư có giá trị là giá trị nhỏ hơn của tổng mức đầu tư theo thiết kế cơ sở và thiết kế kỹ thuật. Suất đầu tư tính toán bằng 90% suất đầu tư do chủ đầu tư cung cấp (giảm trừ 10% giá trị dự phòng).

Tỷ lệ vốn vay ngoại tệ/nội tệ cũng được EVN thực hiện tính toán là 20%/80%. Với phần lãi suất vốn vay ngoại tệ/nội tệ, do các nhà đầu tư cung cấp có nhiều thông số khác nhau và thiên cao nên EVN đề xuất xác định trên cơ sở lãi suất vốn vay ngoại tệ/nội tệ các nhà máy điện đã ký hợp đồng mua bán điện giai đoạn năm 2017 – 2021 (%/năm) là 4,62%/9.87%.

Mức thuế suất thuế thu nhập doanh nghiệp sau khi áp dụng tất cả các ưu đãi về thuế được quy về giá trị tính toán là 8,25% với các điều kiện hưởng thuế suất ưu đãi 10% trong 15 năm đầu tiên; miễn thuế 4 năm (0%), 9 năm tiếp theo giảm thuế 50% (5%), 2 năm tiếp theo áp mức thuế 10%, các năm tiếp theo áp mức thuế suất 20%.

Điện năng giao nhận bình quân được EVN chọn trên cơ sở bình quân các thông số đầu vào tính toán sản lượng điện theo quy định tại Thông tư T15 và chỉ tính toán đối với các nhà máy điện cung cấp đủ bộ số liệu tính toán.

Theo đó, Nhà máy điện mặt trời mặt đất có điện năng giao nhận bình quân là 77.522.407 kWh và Tmax là 1.550 giờ. Nhà máy điện mặt trời nổi thông số tương đương là 68.750.634 kWh và Tmax là 1.375 giờ.

Ở khối điện gió, nhà máy điện gió trên đất liền có điện năng giao nhận bình quân là 156.122.510 kWh và Tmax là 3.122 giờ. Còn nhà máy điện gió trên biển có điện năng giao nhận bình quân là 153.220.760 kWh cùng Tmax là 3.064 giờ.

Ở phương án 1, kết quả tính toán cụ thể như sau:

STT	Loại hình nhà máy điện	Giá trị bình quân (đồng/kWh)
1	Nhà máy điện mặt trời mặt đất	1.482,74
2	Nhà máy điện mặt trời nổi	1.740,84
3	Nhà máy điện gió trong đất liền	1.590,88
4	Nhà máy điện gió trên biển	1.971,12

Ở phương án 2, EVN thực hiện tính toán cho 4 nhà máy điện tương ứng với 4 loại hình nhà máy điện mặt trời mặt đất, điện mặt trời nổi, điện gió trong đất liền và điện gió trên biển với thông số đầu vào tương tự phương án 1 trừ suất đầu tư tương ứng với từng loại hình được xác định bằng bình quân suất đầu tư tính toán của các nhà máy điện tương ứng.

Kết quả phương án 2 cụ thể là:

STT	Loại hình nhà máy điện	Kết quả tính toán (đồng/kWh)
1	Nhà máy điện mặt trời mặt đất	1.508,39
2	Nhà máy điện mặt trời nổi	1.569,83
3	Nhà máy điện gió trong đất liền	1.597,55
4	Nhà máy điện gió trên biển	1.944,91

Với phương án 3, EVN thực hiện tính toán cho 04 nhà máy điện tương ứng với 4 loại hình nhà máy điện mặt trời mặt đất, điện mặt trời nổi, điện gió trong đất liền và điện gió trên biển với thông số đầu vào tương tự phương án 1 trừ suất đầu tư và sản lượng điện được giả định biến thiên theo phân bố chuẩn Gauss và được xác định là giá trị do chủ đầu tư cung cấp gần nhất với giá trị kỳ vọng.

Kết quả của phương án 3 cụ thể như sau:

STT	Loại hình nhà máy điện	Kết quả tính toán (đồng/kWh)
1	Nhà máy điện mặt trời mặt đất	1.508,76
2	Nhà máy điện mặt trời nổi	Không đủ dữ liệu tính toán
3	Nhà máy điện gió trong đất liền	1.630,21
4	Nhà máy điện gió trên biển	1.973,99

Ở Phương án 4: EVN thực hiện tính toán giá nhà máy điện mặt trời Phước Thái 2, 3 với suất đầu tư được cập nhật giá trị tổng mức đầu tư sau đấu thầu và giá trị chi phí chia sẻ trạm biến áp 220 kV của 3 nhà máy điện mặt trời Phước Thái 1,2,3.

Kết quả tính toán là:

STT	Loại hình nhà máy điện	Kết quả tính toán (đồng/kWh)
1	Nhà máy điện mặt trời Phước Thái 2	1.187.96
2	Nhà máy điện mặt trời Phước Thái 3	1.251,66

EVN cũng cho hay, EVN đã sử dụng số liệu báo cáo của các chủ đầu tư nên không đủ cơ sở xác định tính chính xác, hợp lý, hợp lệ của số liệu. Vì vậy, các chủ đầu tư chịu hoàn toàn trách nhiệm về tính chính xác, hợp lý, hợp lệ của số liệu báo cáo và tuân thủ quy định pháp luật trong thực hiện dự án; các thông số tính toán chỉ là giả thiết của EVN và cần phải được thẩm tra, quyết định bởi Bộ Công thương.

Cũng do yêu cầu khẩn của Bộ Công Thương, EVN giải trình không có đủ thời gian thuê tư vấn độc lập để tính toán khung giá làm cơ sở để trình Bộ Công thương nên EVN đã đề nghị Bộ Công thương tiếp tục sử dụng các chuyên gia độc lập hoặc Hội đồng tư vấn theo quy định tại Điều 10 Thông tư 15/2022/TT-BCT ngày 03/10/2022 để nghiên cứu kỹ các tính toán và đề xuất của EVN trước khi quyết định phê duyệt làm cơ sở cho việc xác định giá điện thông qua cơ chế cạnh tranh/đấu giá như đã nêu tại Quyết định số 13/2020/QĐ-TTg ngày 6/4/2020 và Quyết định số 39/2018/QĐ-TTg ngày 10/9/2018 của Thủ tướng Chính phủ và đề nghị của EVN tại văn bản 5106/EVN-TTĐ ngày 12/9/2022.

Bộ Công Thương đề xuất cho phép 726,02 MW dự án điện mặt trời được triển khai từ nay tới 2030

Bộ Công Thương vừa tiếp tục có tờ trình 7194/TTr-BCT về Quy hoạch điện VIII, thay thế tờ trình số 5709/TTr-BCT ngày 23/9/2022 và tờ trình số 6328/TTr-BCT ngày 13/10/2022. Tờ trình này nhấn mạnh quan điểm xây dựng Quy hoạch điện VIII là đẩy mạnh phát triển các nguồn điện năng lượng tái tạo (điện gió, điện mặt trời …) với giá thành hợp lý gắn với bảo đảm an toàn vận hành và tính kinh tế chung của hệ thống điện. Ưu tiên phát triển các nguồn năng lượng tái tạo để tiêu thụ tại chỗ, không đấu nối hoặc không bán điện vào lưới điện quốc gia.

Phát triển nguồn điện sử dụng LNG ở quy mô phù hợp để giảm phụ thuộc vào nhập khẩu, sử dụng công nghệ hiện đại, hiệu suất cao. Không phát triển nguồn điện sử dụng LNG mới sau năm 2035. Các nhà máy điện sử dụng LNG định hướng chuyển dần sang sử dụng nhiên liệu hydro sau 10 năm vận hành. Đến năm 2050, đa số các nhà máy nhiệt điện khí chuyển hoàn toàn sang sử dụng hydro.

Tại tờ trình 6328 ngày 13/10, báo cáo về điện than, Bộ Công Thương cho biết, có 5 dự án/6.800 MW đang chuẩn bị đầu tư nhưng có khó khăn trong triển khai và thu xếp vốn. Do đó, trong tính toán quy hoạch lần này, Bộ Công Thương không đưa 6.800 MW các dự án này vào cân đối và bù bằng các nguồn khác, chủ yếu là điện gió, sinh khối.

Đến tờ trình lần này, Bộ Công Thương đề xuất loại bỏ 600 MW điện than khỏi quy hoạch do dự án Công Thanh đủ điều kiện chính thức loại bỏ; 4 dự án còn lại (tổng công suất 6.200 MW) đều là các dự án BOT đã được giao cho các chủ đầu tư nước ngoài, dù khó khăn trong vay vốn, tìm cổ đông thay thế nhưng chưa thể loại bỏ khỏi quy hoạch vì rủi ro pháp lý. Vì vậy, đề xuất để trong quy hoạch nhưng để đảm bảo chủ động cần tính toán phương án để ứng phó với trường hợp 6.200 MW nhiệt điện than này không thể triển khai trên thực tế, bù bằng các nguồn điện khác, đặc biệt là gió, sinh khối.

Về nguồn điện khí LNG nhập khẩu, so với phương án tại tờ trình số 6328 ngày 13/10, tờ trình lần này bổ sung thêm 600 MW (chuyển dự án Công Thanh là điện than thành điện khí LNG). Như vậy, Quy hoạch điện VIII sẽ bổ sung thêm 6.600 MW điện khí LNG (5 dự án), cho đến năm 2030 tổng nguồn điện khí trong quy hoạch là 24.500 MW.

Bỏ 15 dự án/phần dự án điện mặt trời ra khỏi Quy hoạch

Về các dự án điện mặt trời, Bộ Công Thương cho biết, tiếp thu ý kiến của Thanh tra Chính phủ, trên cơ sở rà soát thật kỹ các dự án/phần dự án, để tránh lãng phí đầu tư xã hội, đề xuất Thủ tướng Chính phủ cho phép tiếp tục triển khai và đưa vào vận hành thương mại trước năm 2030 đối với 11 dự án/phần dự án dưới đây:

– 6 phần dự án/phần dự án đã hoàn thành, đang chờ giá bán điện mới gồm: Phù Mỹ 1, Phù Mỹ 3; Dự án ĐMT tại xã Phước Minh, huyện Thuận Nam; Thiên Tân 1.2, Thiên Tân 1.3 và Thiên Tân 1.4. Tổng công suất 452,62 MW.

– 5 phần dự án đã có nhà đầu tư, đã đầu tư xây dựng đang thi công; các dự án/phần dự án đã được thẩm định Thiết kế cơ sở, đã có Quyết định thu hồi đất/Hợp đồng cho thuê đất/Quyết định giao đất, Hợp đồng mua bán thiết bị, Hợp đồng mua bán điện, bao gồm: Ngọc Lặc, Krông Pa, Phước Thái 2, Phước Thái 3, Đức Huệ 2. Tổng công suất 273,4 MW.

Tổng cộng 11 dự án/phần dự án có tổng công suất 726,02 MW.

Còn lại 12 dự án/phần dự án đã có chủ trương đầu tư và chấp thuận chủ trương đầu tư nhưng đang trong giai đoạn lập Báo cáo nghiên cứu khả thi, đang làm các thủ tục chuẩn bị đầu tư, chưa có Quyết định thu hồi đất/Hợp đồng thuê đất/Quyết định giao đất (MT1, MT2, Phú Thiện, Trang Đức, KN Ialy Gia Lai, KN Srêpôk, KN Ialy Kon Tum, Đức An, Sơn Quang, Thanh Hoá 1, Chư Ngọc giai đoạn 2, Dầu Tiếng 5 – tổng công suất 1.634,4 MW) đề xuất không đưa vào giai đoạn 2021 – 2030 mà xem xét sau năm 2030 với điều kiện đảm bảo được hệ thống truyền tải, cơ cấu nguồn điện vùng, miền, nhu cầu phát triển của nền kinh tế.

3 dự án/phần dự án/phần dự án mà chủ đầu tư thông báo không tiếp tục thực hiện (Mai Sơn, phần còn lại dự án KCN Châu Đức, phần còn lại dự án Thiên Tân 1.3), tổng công suất 60 MW thì loại bỏ khỏi Quy hoạch.

Trước đó, tại tờ trình 6328 ngày 13/10/2022, Bộ Công Thương vẫn đề xuất về nguyên tắc cho phép tiếp tục triển khai các dự án điện mặt trời đã được chấp thuận nhà đầu tư đến năm 2030 với tổng công suất 2.360,42 MW (có nghĩa là gồm cả 23 dự án nêu trên, đã trừ 3 dự án chủ đầu tư chủ động không tiếp tục thực hiện).

Theo đó, trong tính toán quy hoạch phát triển nguồn điện, Bộ Công Thương đề xuất:

Đến năm 2030: Tổng công suất các nhà máy điện khoảng 121.757 – 145.989 MW (kịch bản phụ tải cơ sở – kịch bản cao phụ vụ điều hành) (không bao gồm điện măt trời mái nhà, nguồn cấp phụ tải riêng và đồng phát), trong đó: Thuỷ điện 27.353 – 28.946 MW (tỷ lệ 19,8 – 22,5%); nhiệt điện than 30.127 – 36.327 MW (20,6 – 29,8%); nhiệt điện khí trong nước và LNG 30.330 – 39.430 MW (24,9 – 27%); năng lượng tái tạo ngoài thuỷ điện (điện gió, điện mặt trời, điện sinh khối,.. ) 21.871 – 39.486 MW (18 – 27%), trong đó điện gió trên bờ đạt 11.905 – 21.480 MW (9,8 – 14,7%), điện gió ngoài khơi 7.000 MW (4,8%), điện mặt trời là 8.736 MW (7,2 – 6%); nhập khẩu điện 4.076 – 5.000 MW (3,3 – 3,4%).

Định hướng đến năm 2050: Tổng công suất các nhà máy điện khoảng 368.461 – 501.608 MW (kịch bản phụ tải cơ sở – kịch bản cao phụ vụ điều hành) (không bao gồm điện măt trời mái nhà, nguồn cấp phụ tải riêng và đồng phát), trong đó: Thuỷ điện chiếm tỷ lệ 7,2 – 9,7%; nhiệt điện than 0 MW; nhiệt điện sử dụng sinh khối/ amoniac chiếm tỷ lệ 5,1 – 7,8%; nhiệt điện khí trong nước từ 1,6 – 2,1%; nhiệt điện LNG chuyển chạy hoàn toàn bằng hydro chiếm tỷ lệ 4,2 – 4,9%; năng lượng tái tạo ngoài thuỷ điện (điện gió, điện mặt trời, điện sinh khối,..) chiếm tỷ lệ từ 54,9 – 58,9%, trong đó điện gió trên bờ tăng lên 13,3 – 13,2%, điện gió ngoài khơi 12,5 – 17,3%, điện mặt trời chiếm 27,3 – 27,2%; nhập khẩu điện (2,2 – 3%).

Trong tờ trình mới, tổng công suất các nhà máy điện ở kịch bản cơ sở năm 2030 và năm 2050 đã được điều chỉnh giảm lần lượt hơn 1.925 MW và 6.900 MW.

Tờ trình này thay thế Tờ trình số 5709/TTr-BCT ngày 23/9/2022, Tờ trình số 6328/TTr-BCT ngày 13/10/2022 của Bộ Công Thương.