Các nhà đầu tư điện gió lo lắng với cơ chế đấu thầu lựa chọn nhà đầu tư

Sau hơn một tháng, 62 dự án điện gió không kịp vận hành thương mại vẫn chờ đợi câu trả lời cho “khoảng trống” chính sách. Hàng nghìn tỷ đồng của các nhà đầu tư có nguy cơ bay theo gió nếu không có cơ chế chia sẻ rủi ro.

Hàng nghìn tỷ đồng có nguy cơ bay theo gió

Trước ngày 31/10, không ít dự án điện gió rơi vào thế khó khi quả tạ COVID-19 khiến việc vận chuyển thiết bị khó khăn, chuyên gia nước ngoài khó nhập cảnh, công nhân không thể vào công trường…

Trước nguy cơ nhà máy không kịp vận hành thương mại (COD), không được hưởng cơ chế giá cố định (giá FIT) các nhà đầu tư tăng tốc chạy đua với thời gian. Tuy nhiên, đến giờ G, 84 dự án may mắn về bờ đúng hạn, còn 62 dự án chậm tiến độ vẫn đang chơi vơi giữa biển.

Về phương án xử lý với các dự án không kịp COD, Bộ Công Thương dự kiến áp dụng cơ chế đấu thầu lựa chọn nhà đầu tư, dựa theo chi phí đầu tư, vận hành để xác định mức giá mua điện hợp lý với chủ đầu tư.

Tuy nhiên, sau hơn một tháng, Bộ Công Thương vẫn chưa có phản hồi cụ thể về quy trình đấu thầu thế nào, các bước cụ thể ra sao để nhà đầu tư nghiên cứu.

Vận mệnh của 62 dự án điện gió với tổng công suất trên 3.479 MW đang rất mong manh, hàng nghìn tỷ đầu tư có nguy cơ bay theo gió.

Chia sẻ tại diễn đàn “Phát triển điện gió trong bối cảnh mới”, ông Trịnh Đức Trường Sơn, Giám đốc Công ty TNHH MTV Năng lượng Viên An Cà Mau (Tài Tâm Group) cho biết dự án điện gió Viên An có công suất 50 MW với hạng mục xây dựng 16 trụ tua bin gió ngoài khơi và đường dây 35kV gom công suất điện về trạm 35/110kV.

“Giai đoạn nước rút rơi đúng vào thời điểm dịch COVID-19 phức tạp.

Việc vận chuyển tua bin từ nước ngoài về Việt Nam đã chậm trễ, từ cảng Vũng Tàu về nhà máy còn khó khăn hơn vì quy định của các địa phương rất khắt khe, yêu cầu cán bộ kỹ thuật phải thực hiện cách ly 14-21 ngày”, ông Sơn nói.

Điều này xảy ra tương tự ở Cà Mau khi công ty đưa chuyên gia, công nhân vào triể khai làm đường dây, trạm biến áp, xây dựng móng trụ và lắp đặt tua bin. Vì vậy, dự án mới kịp lắp đặt 8 tua bin, không kịp về đích trước giờ G.

Ông Sơn cho biết với tổng đầu tư quá lớn lên tới 2.400 tỷ đồng, dự án không bỏ cuộc dù chậm vận hành. Hiện Viên An vẫn đang tiếp tục lắp đặt và hoàn thiện 8 tua bin còn lại.

“Dự án chậm tiến độ do nhiều lý do khách quan, chúng tôi mong muốn Chính phủ sẽ gia hạn giá FIT thêm 3-6 tháng.

Dù thế nào, chúng tôi cũng cần định hướng rõ ràng”, ông Sơn nói.

Chia sẻ rủi ro và công bằng với nhà đầu tư

Dù là người về đích trong cuộc đua COD, ông Nguyễn Hoàng Long, Tổng giám đốc CTCP Hạ tầng Gelex cũng từng hình dung những điều tồi tệ có thể xảy ra nếu 5 dự án điện gió tại Quảng Trị với tổng công suất 140 MW không kịp “deadline”.

Khi đó, con số thiệt hại sẽ lớn hơn nhiều lần so với tổng vốn đầu tư 1.800 tỷ đồng.

Ông Long chia sẻ khi Chính phủ khuyến khích phát triển năng lượng xanh-sạch bằng cơ chế giá FIT, thị trường điện gió chưa nhiều sự cạnh tranh, Gelex nhìn thấy khả năng tăng trưởng và tham gia.

“Ai cũng nghĩ rằng dự án này tốt lắm, doanh nghiệp sẽ được lợi nhiều lắm.

Nhưng ở góc độ nhà đầu tư, tôi nhìn thấy những bất cập, rủi ro khi dự án không kịp vận hành thương mại. Lúc này, những chính sách sau mốc COD là điều vô cùng quan trọng với những nhà đầu tư dự án”, ông Long nói.

Tuy nhiên, hiện nay nhà đầu tư không thể trả lời khoảng trống này, họ đặt sinh mệnh của dự án trong tay các nhà hoạch định chính sách.

Ngoài các nhà đầu tư, ngân hàng là đối tượng quan tâm đến các chính sách này. Bởi, trường hợp dự án vận hành thương mại đúng hạn, bán điện với giá FIT, nguồn tiền cho vay sẽ trở về và sinh lời.

Tuy nhiên, nếu cơ hội tuột khỏi tầm tay thì hiện vẫn chưa có kịch bản, giá nào. Về lý thuyết, giá phát điện có thể bằng 0 khi nhà máy có thể phát điện hoặc không, phát điện nhưng không mua, không trả tiền.

Dù xác suất chuyện này xảy ra chỉ 1% nhưng ngân hàng không chấp nhận chuyện đó. Nếu dự án không thành công, nhà đầu tư phải trao toàn bộ tài sản cho ngân hàng và đầu tư bằng vốn chủ.

“Khi đó, mức chênh lệch giữa dự án về đích và không về đích quá lớn, tạo ấn tượng xấu lên thị trường đầu tư Việt Nam.

Nhà đầu tư vào cuộc và đi trước, chấp nhận rủi ro, bỏ tiền, bảo lãnh tất cả mọi thứ. Nhưng lệch một cái là COVID-19 bùng phát, chính Nhà nước cũng không thể lường trước thì những gì nhận lại là không công bằng với nhà đầu tư”, ông Long nói.

Vị này cho rằng lĩnh vực năng lượng tái tạo, đặc biệt là điện gió khá mới mẻ, các khung chính sách chưa rõ ràng, doanh nghiệp “vừa làm, vừa hỏi, vừa sửa”.

Điều cần thiết lúc này là kịch bản xử lý với các không kịp COD để chủ đầu tư giải được bài toán định giá, ngân hàng sẽ cân đối được nguồn vốn.

Yếu tố then chốt để nhà đầu tư quyết định đầu tư vào dự án là sự cân bằng giữa lợi nhuận và rủi ro.

Trường hợp, các dự án chậm tiến độ có thể bị giảm giá FIT hoặc theo đấu thầu… đồng nghĩa với việc biên lợi nhuận sẽ giảm.

Tuy nhiên, nếu lợi nhuận giảm, rủi ro cao thì dù có tha thiết với ngành năng lượng, nhà đầu tư cũng không thể tiếp tục cuộc chơi.

Ông Long kiến nghị để cân bằng giữa lợi ích và rủi ro, Nhà nước có thể tạo ra các phân khúc đầu tư như rủi ro cao – biên lợi nhuận kỳ vọng cao, rủi ro an toàn – biên lợi nhuận thấp.

Điều này giúp các nhà hoạch định chính sách vẫn đạt được mục tiêu phát triển thị trường, nhà đầu tư có động lực tham gia các dự án.

Đồng quan điểm của ông Nguyễn Anh Tuấn, Chuyên gia năng lượng, nguyên Giám đốc Trung tâm Năng lượng tái tạo (Bộ Công thương), ngành điện gió của Việt Nam đang trong giai đoạn “chuẩn bị”, tiềm ẩn nhiều rủi ro khi thời gian thi công dài, chi phí lớn, công nghệ, nguyên vật liệu hoàn toàn phụ thuộc vào nhập khẩu…

“Toàn bộ rủi ro nằm trên vai nhà đầu tư. Do đó, Nhà nước cần có chính sách hỗ trợ cho sự phát triển của ngành năng lượng tái tạo phải mang tính chất dài hạn và ổn định.

Ngành điện gió muốn cất cánh cần chuẩn bị chuỗi cung ứng, nguồn lực tài chính. Đồng thời, hoàn thiện cơ chế chia sẻ rủi ro để thu hút đầu tư tư nhân trong lĩnh vực điện gió”, ông Tuấn nói.

4 địa phương tại Việt Nam đã đề xuất bổ sung gần 92GW nguồn điện vào Quy hoạch điện VIII

Ninh Thuận, Bình Thuận, Quảng Ninh và Thái Bình đề nghị bổ sung hơn 91.800 MW vào quy hoạch điện VIII, phần lớn là điện gió, điện gió ngoài khơi.

Đề nghị xem xét bổ sung nguồn điện vào quy hoạch phát triển điện lực quốc gia đến năm 2030, tầm nhìn 2045 (quy hoạch điện VIII) vừa được Ninh Thuận, Bình Thuận, Quảng Ninh và Thái Bình gửi Chính phủ, Bộ Công Thương.

Theo đó, tỉnh Bình Thuận đề nghị bổ sung 22.200 MW điện gió ngoài khơi, gồm các dự án như dự án ngoài khơi Thăng Long Wind công suất đặt 3.400 MW; La Gàn 3.500 MW, Vĩnh Phong 1.000 MW, Tuy Phong 4.600 MW, Bình Thuận 5.000 MW…

Ở lĩnh vực điện khí, tỉnh này đề nghị bổ sung dự án điện khí LNG mũi Kê Gà 3.200 MW. Bên cạnh đó, tỉnh này cũng đề nghị đưa vào quy hoạch điện VIII 3 dự án điện gió trên bờ 142 MW và dự án thuỷ điện tích năng 600 MW.

Bình Thuận cũng đề nghị Bộ Công Thương thẩm định tiếp các dự án trong số 62 dự án điện mặt trời vào quy hoạch điện mặt trời quốc gia, công suất còn lại khoảng 2.600 MW.

Các nguồn điện tỉnh Ninh Thuận đề nghị đưa vào quy hoạch điện VIII khoảng 42.595 MW, trong đó gần 1.888 MW điện gió trên bờ; điện gió gần bờ là 4.380 MW; ngoài khơi 21.000 MW. Tỉnh này cũng đề nghị chuyển 4.600 MW điện hạt nhân trước đây sang điện khí LNG; còn lại là thuỷ điện tích năng (3.600 MW), điện mặt trời hơn 5.189 MW và thuỷ điện nhỏ 438 MW.

Tỉnh này cũng đề nghị Bộ Công Thương thẩm định phương án đấu nối các dự án trước đây đã được phê duyệt bổ sung quy hoạch nhưng chưa có phê duyệt lưới điện.

Tại Thái Bình, tỉnh này đề xuất đưa 8.700 MW điện gió vào quy hoạch điện VIII. Các dự án này gồm dự án điện gió 5.000 MW do Công ty TNHH Xuân Thiện Ninh Bình đề xuất; dự án điện gió ngoài khơi do liên danh Công ty cổ phần Tập đoàn T&T và Tập đoàn Orsted (Đan Mạch) đề xuất, công suất 3.000 MW và dự án điện gió 700 MW do Tập đoàn Pondera (Hà Lan) đề xuất.

Ngoài điện gió, địa phương này cũng đề nghị Bộ Công Thương thẩm định, trình Thủ tướng phê duyệt điều chỉnh, bổ sung vào quy hoạch VIII dự án Trung tâm Điện – Khí LNG Thái Bình, công suất khoảng 4.500 MW và một dự án điện rác 20 MW.

Còn Quảng Ninh thì muốn được đưa vào quy hoạch điện VIII khoảng 5.000 MW điện gió, trong đó 3.000 MW là điện gió ngoài khơi; 2.000 MW điện gió trên bờ. Riêng từ nay đến năm 2030 tỉnh này đề xuất đưa 2.500 MW (điện gió trên bờ 2.000 MW và 500 MW điện gió ngoài khơi) vào quy hoạch.

Tỉnh cũng đề xuất Bộ Công Thương xem xét, trình cấp có thẩm quyền điều chỉnh tiến độ đầu tư nhà máy điện khí LNG 1.500 MW giai đoạn 2 vào vận hành 2026 – 2027, đồng bộ với dự án điện khí giai đoạn 1.

Với hai dự án nhiệt điện đã có trong quy hoạch VII điều chỉnh, tổng công suất 1.600 MW nhưng hiện chưa triển khai, tỉnh Quảng Ninh đề nghị cấp có thẩm quyền xem xét chuyển sang điện khí.

Quy hoạch điện VIII đang được Bộ Công Thương tiếp tục rà soát, hoàn thiện lại theo yêu cầu của Chính phủ theo hướng bảo đảm cao nhất cân bằng cung cầu nội vùng (Bắc, Trung, Nam); kết hợp sử dụng hợp lý, kinh tế lưới điện truyền tải liên kết hiện có và đang đầu tư xây dựng, bảo đảm hiệu quả chung cao nhất.

Với các cam kết của Việt Nam tại Hội nghị thượng đỉnh về biến đổi khí hậu (COP 26), Chính phủ yêu cầu Bộ Công Thương nghiên cứu, đề xuất phương án xử lý, cập nhật tại bản quy hoạch này. Ngoài ra, các tiêu chí xác định dự án trọng điểm, dự án ưu tiên trong quy hoạch điện VIII cũng cần được làm rõ.

Theo dự thảo hồi tháng 10, quy hoạch điện VIII ưu tiên khai thác, sử dụng nguồn năng lượng tái tạo cho sản xuất điện. Bản dự thảo đưa ra kế hoạch dừng xem xét quy hoạch một số dự án nhiệt điện than được phê duyệt, nhưng không được địa phương ủng hộ hoặc không đủ điều kiện phát triển.

Ước tính, mỗi năm Việt Nam cần 10-11,5 tỷ USD cho đầu tư nguồn, lưới điện trong giai đoạn 2021 – 2030. Mười năm sau đó, số vốn cần cho đầu tư nguồn, lưới điện tăng lên 12-15,2 tỷ USD mỗi năm.