Năng lượng sạch chờ cơ chế để hút vốn

Dự án năng lượng sạch chờ cơ chế để hút vốn. Ảnh minh hoạ: Petrovietnam

Việc thu hút đầu tư phát triển các dự án năng lượng sạch nhằm vừa bảo đảm an ninh năng lượng cho mục tiêu tăng trưởng kinh tế hai con số, vừa giảm phát thải khí nhà kính vẫn đối mặt với nhiều khó khăn. Trong đó, nút thắt lớn là chưa có cơ chế phân bổ rủi ro rõ ràng giữa các chủ thể trong chuỗi dự án.

*Vẫn còn khoảng cách lớn để ra FID

Theo Quy hoạch điện VIII điều chỉnh, Việt Nam đặt mục tiêu phát triển 6.000 MW điện gió ngoài khơi vào năm 2030, tăng lên 17.500 MW vào năm 2035 và có thể đạt quy mô 113.000-139.000 MW vào năm 2050.

Bên cạnh đó, Quy hoạch điện VIII điều chỉnh đặt mục tiêu đến năm 2035 cả nước có 22 dự án nhiệt điện khí LNG; trong đó 15 dự án dự kiến đưa vào vận hành trước năm 2030, với tổng công suất 22.524 MW. Tuy nhiên, quá trình triển khai các dự án năng lượng sạch vẫn gặp nhiều khó khăn.

Đối với điện gió ngoài khơi, đến nay Việt Nam chưa có dự án nào hoàn tất đầy đủ thủ tục pháp lý để triển khai đầu tư xây dựng. Đây là loại hình có suất đầu tư rất lớn, khoảng 93 tỷ đồng/MW, cao hơn nhiều so với điện gió trên bờ và các loại hình năng lượng tái tạo khác theo tính toán của Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN). Thời gian chuẩn bị đầu tư cũng kéo dài, khoảng 6-9 năm.

Theo Tiến sỹ Dư Văn Toán, Viện Khoa học Khí tượng Thủy văn, Môi trường và Biển, Bộ Nông nghiệp và Môi trường, giá mua điện là một trong những vấn đề đáng quan tâm đối với điện gió ngoài khơi.

Tính toán của Viện Khoa học Khí tượng Thủy văn, Môi trường và Biển cho thấy, với khung giá điện tại ba miền dao động từ 12-15 cent USD/kWh, điện gió ngoài khơi có thể mang lại lợi nhuận cho các doanh nghiệp nước ngoài đầu tư tại Việt Nam nếu áp dụng mức giá cao.

Tuy nhiên, các hợp đồng mua bán điện theo cơ chế giá FIT1, FIT2 - cơ chế hỗ trợ phát triển năng lượng tái tạo áp dụng đối với các dự án trước năm 2021 - hiện không còn được duy trì. Do đó, cần tính toán lại cơ chế giá để bảo đảm hài hòa lợi ích giữa các bên.

Đối với các dự án điện khí LNG, thách thức cũng không nhỏ. Đến nay, dự án điện khí LNG Nhơn Trạch 3 và 4 do Tổng công ty Điện lực Dầu khí Việt Nam (PV Power) làm chủ đầu tư đã phát điện thương mại; một số dự án khác mới được khởi công, trong khi phần lớn vẫn đang ở giai đoạn phê duyệt chủ đầu tư hoặc đàm phán hợp đồng.

Theo ông Nguyễn Quốc Thập, Chủ tịch Hội Dầu khí Việt Nam, có 6 “nút thắt” lớn cần được tháo gỡ đối với các dự án điện sạch. Thứ nhất, chưa xác định chắc chắn ai là người mua điện và thời hạn mua điện. Thứ hai, chưa xác định được dòng tiền tối thiểu tương thích với thời hạn trả nợ. Thứ ba, nghĩa vụ bao tiêu khí LNG chưa tương thích với cơ chế huy động điện. Thứ tư, các rủi ro liên quan đến chậm tiến độ lưới điện và cắt giảm công suất chưa có cơ chế bồi hoàn. Thứ năm, rủi ro về khả năng chuyển đổi ngoại tệ và thay đổi pháp luật chưa được phân bổ rõ ràng. Thứ sáu, quyền phát triển điện gió ngoài khơi chưa đủ chắc chắn để nhà đầu tư bỏ ra chi phí lớn cho công tác khảo sát.

“Khi các rủi ro này bị gom vào một hợp đồng mua bán điện hoặc để lại cho đàm phán của từng dự án, ngân hàng không thể xác định được dòng tiền, mức độ bảo đảm và giá vốn. Kết quả là dự án có thể hấp dẫn về kỹ thuật nhưng vẫn chưa thể ra được quyết định đầu tư cuối cùng (FID)”, ông Nguyễn Quốc Thập cho biết.

Nhà máy điện khí LNG Nhơn Trạch 3&4. Ảnh: Petrovietnam

*Bảo đảm “lợi ích hài hòa, rủi ro chia sẻ”

Theo Phó Giáo sư, Tiến sỹ Ngô Trí Long, giá LNG biến động do nhiều yếu tố như cung - cầu toàn cầu, biến đổi khí hậu, chính sách năng lượng và các cuộc khủng hoảng địa chính trị. Vì vậy, cơ chế giá điện LNG cần được xây dựng theo hướng thị trường, cho phép điều chỉnh linh hoạt theo biến động giá nhiên liệu, qua đó bảo đảm tính bền vững cho ngành điện.

Cùng quan điểm, ông Nguyễn Quốc Thập đề xuất Chính phủ mở rộng cơ chế mua bán điện trực tiếp (DPPA) cho các dự án điện khí LNG nằm trong quy hoạch và các dự án điện gió ngoài khơi, giữa nhà đầu tư với các khách hàng sử dụng điện lớn, có phụ tải ổn định.

Theo đề xuất này, các bên có thể thỏa thuận dài hạn về công suất, sản lượng, giá điện, công thức chuyển tiếp, giá nhiên liệu, tỷ giá và các điều kiện bảo đảm thanh toán.

Hợp đồng mua bán điện trực tiếp cũng cần được thiết kế theo hai cấu phần gồm thanh toán công suất và thanh toán điện năng. Chi phí LNG và tỷ giá được chuyển tiếp theo công thức thị trường minh bạch; khách hàng chịu nghĩa vụ đối với công suất và sản lượng đã cam kết, trong khi nhà đầu tư chịu rủi ro về xây dựng, vận hành, hiệu suất và mua LNG.

“Khi đó, EVN không cần phải cam kết những rủi ro mà Tập đoàn không kiểm soát được; Nhà nước không cần bảo lãnh những nghĩa vụ thị trường có thể tự phân bổ. Đây là nền tảng để biến nguyên tắc ‘lợi ích hài hòa, rủi ro chia sẻ’ thành điều kiện cần và đủ để dự án có thể đưa ra FID”, ông Nguyễn Quốc Thập nhấn mạnh.

Trao đổi với báo chí bên lề Hội nghị Năng lượng gió khu vực châu Á - Thái Bình Dương mới đây, ông Ben Backwell, Giám đốc điều hành Hội đồng Năng lượng gió toàn cầu (GWEC), cho rằng năng lượng tái tạo là nguồn tài nguyên nội tại của mỗi quốc gia, không phụ thuộc vào các tuyến vận tải quốc tế hay nguồn cung nhập khẩu.

Với tiềm năng kỹ thuật lên tới 600 GW, việc thúc đẩy điện gió ngoài khơi tại Việt Nam có thể đáp ứng nhu cầu điện cho quá trình công nghiệp hóa và tăng trưởng kinh tế trong nhiều thập kỷ tới.

Tuy nhiên, đây là lĩnh vực phức tạp, liên quan đến nhiều thủ tục pháp lý, cấp phép, đánh giá tác động môi trường và các yêu cầu kỹ thuật chuyên sâu. Vì vậy, xây dựng một khuôn khổ pháp lý minh bạch, ổn định và có khả năng dự đoán là yếu tố then chốt để thu hút dòng vốn đầu tư vào điện gió ngoài khơi, ông Ben Backwell khẳng định.