GEG chốt giá điện thành công với EVN: 'Mở lối' cho 84 dự án năng lượng tái tạo chuyển tiếp?

Kể từ khi vận hành thương mại (COD) vào ngày 31/5/2023, dự án Điện gió Tân Phú Đông 1 (TPĐ1) tại Tiền Giang của CTCP Điện Gia Lai (mã chứng khoán: GEG) với công suất 100 MW chỉ được Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) thanh toán theo mức giá tạm tính bằng 50% giá trần khung giá phát điện theo quy định của Bộ Công Thương. Dự án này nằm trong số 85 dự án điện mặt trời và điện gió chuyển tiếp đã hoàn thành xây dựng giai đoạn 2021–2022 nhưng không kịp đáp ứng yêu cầu để được hưởng giá FIT theo chính sách. Theo đó, gây ảnh hưởng không nhỏ đến dòng tiền và lợi nhuận của GEG.

Tuy nhiên, nút thắt này đã được tháo gỡ khi ngày 26/3 vừa qua, GEG thông báo đã chính thức ký kết phụ lục hợp đồng mua bán điện (PPA) theo cơ chế giá chuyển tiếp cho TPĐ1. Mức giá chính thức được ấn định là 1.813 đồng/kWh (tương đương 7,8 cent/kWh, chưa bao gồm VAT), bằng 99,8% mức giá trần quy định.

Đáng chú ý, mức giá mới này không chỉ áp dụng từ ngày ký mà còn được hồi tố cho toàn bộ sản lượng điện mà nhà máy đã phát lên lưới kể từ ngày COD (31/5/2023). Theo tính toán sơ bộ của GEG trình bày trong tài liệu đại hội đồng cổ đông thường niên năm 2025, khoản tiền chênh lệch giá mà EVN sẽ thanh toán hồi tố cho GEG ước tính lên tới 397 tỷ đồng cho sản lượng điện mà TPĐ1 đã phát lên lưới trong hai năm qua.

Đây là dự án năng lượng tái tạo (NLTT) chuyển tiếp đầu tiên đạt được thỏa thuận giá bán với EVN. TPĐ1 đã vận hành từ tháng 6/2023.

Dự án Điện gió Tân Phú Đông 1 (TPĐ1) của CTCP Điện Gia Lai (mã chứng khoán: GEG)là dự án năng lượng tái tạo (NLTT) chuyển tiếp đầu tiên đạt được thỏa thuận giá bán với EVN.

Đánh giá về thoả thuận này, ông Lê Việt Cường - Chuyên viên phân tích của công ty VIS Rating cho biết: "Chúng tôi đánh giá thỏa thuận giá bán điện và khoản thanh toán hồi tố cho TPĐ1 sẽ cải thiện đáng kể khả năng sinh lời và khả năng trả nợ của GEG. Đồng thời, thỏa thuận này cũng sẽ tạo tiền đề để 84 dự án còn lại đẩy nhanh đàm phán với EVN, thống nhất giá bán điện cũng như các điều khoản khác. Việc sớm hoàn tất các thỏa thuận giá điện sẽ góp phần nâng cao khả năng trả nợ, giảm thiểu rủi ro chậm trả thanh toán gốc/lãi trái phiếu trong ngành năng lượng tái tạo".

Theo ông Cường, việc thống nhất giá bán điện sẽ giúp cải thiện dòng tiền và khả năng trả nợ của GEG. Cụ thể, khoản thanh toán hồi tố từ EVN dự kiến giúp tỷ lệ nợ của GEG giảm và tỷ lệ dòng tiền hoạt động/nợ tăng lên 14% – 16%, tức cao hơn mức 10% trong năm 2024.

Các điều khoản chính trong thỏa thuận không chỉ giới hạn ở giá bán điện, mà còn bao gồm sản lượng đầu ra, thông số tổn thất hợp lý, tổng mức đầu tư và các thông số tài chính tối ưu. Dựa trên tiền lệ này, các dự án NLTT chuyển tiếp khác có thể đẩy nhanh tiến độ đàm phán giá bán điện với EVN.

"Chúng tôi kỳ vọng các thỏa thuận trong thời gian tới sẽ bao gồm mức giá bán điện chính thức cao hơn đáng kể so với mức giá tạm, cùng với khoản thanh toán hồi tố tương ứng, như trường hợp của TPĐ1. Những thỏa thuận này sẽ giúp cải thiện khả năng trả nợ và hạn chế việc chậm thanh toán gốc/lãi trái phiếu ở các tổ chức phát hành có liên quan đến các dự án điện NLTT chuyển tiếp", chuyên gia bày tỏ.

Tính đến tháng 3/2025, 90% tổng giá trị chậm thanh toán gốc/lãi trái phiếu (khoảng 19 nghìn tỷ đồng) thuộc các tổ chức phát hành có liên quan đến các dự án điện NLTT chuyển tiếp, dẫn tỷ lệ chậm thanh toán gốc/lãi trái phiếu của ngành lên tới 40%.