Nhằm tháo gỡ khó khăn cho các dự án điện năng lượng tái tạo chuyển tiếp (không kịp hưởng giá FIT), ngày 3/10/2022, Bộ Công Thương đã ban hành Thông tư số 15/2022/TT-BCT (Thông tư 15) quy định phương pháp xây dựng khung giá phát điện của nhà máy điện mặt trời, điện gió chuyển tiếp.

Theo văn bản này, trong thời hạn 15 ngày kể từ ngày thông tư có hiệu lực (từ 25/11/2022), chủ đầu tư các nhà máy điện mặt trời mặt đất, nhà máy điện mặt trời nổi đã ký hợp đồng mua bán điện trước ngày 1/1/2021 và các nhà máy điện gió trong đất liền, nhà máy điện gió trên biển đã ký hợp đồng mua bán điện trước ngày 1/11/2021 có trách nhiệm cung cấp báo cáo nghiên cứu khả thi hoặc thiết kế kỹ thuật cho Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN).

Trong thời hạn 45 ngày từ ngày Thông tư 15 có hiệu lực, EVN có trách nhiệm tổng hợp, xây dựng khung giá phát điện của nhà máy điện mặt trời mặt đất, điện mặt trời nổi, điện gió trong đất liền, điện gió trên biển gửi Cục Điều tiết Điện lực (Bộ Công Thương) thẩm định.

Thực hiện chỉ đạo này, EVN đã gửi công văn tới hơn 240 nhà máy năng lượng tái tạo đề nghị cung cấp thông tin. Tuy nhiên đến ngày 16/11/2022, EVN chỉ nhận được phản hồi từ chủ đầu tư của 208 nhà máy điện đã ký hợp đồng mua bán điện với EVN, gồm 95 nhà máy điện mặt trời mặt đất; 04 nhà máy điện mặt trời nổi; 109 nhà máy điện gió.

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.

Trên cơ sở số liệu tạm có, EVN 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.

EVN cũng cho biết, EVN đã sử dụng số liệu báo cáo của các chủ 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 ; các thông số tính toán chỉ là giả thiết của EVN và cần phải được thẩm tra, quyết định bởi Bộ Công Thương.

Theo 4 phương án được EVN tính toán bao gồm:

Phương án 1:

Thực hiện với các thông số tính toán được quy định cụ thể tại Thông tư 15. EVN thực hiện áp dụng theo quy định này. Đối 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 cụ thể.

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 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.

Với các thông số như trên, EVN đưa ra khung giá cho phương án 1 là:

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:

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:

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 ở phương án với khung giá là:

EVN cũng cho biết, do thời gian gấp nên 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.