Điện gió ngoài khơi tại Việt Nam đối diện nhiều thách thức

Mục tiêu phát triển được 7GW điện gió ngoài khơi tới năm 2030 của Quy hoạch điện VIII đang gặp nhiều thách thức.

Nhiều nhà đầu tư đang dồn lực vào mảng điện năng lượng tái tạo cũng như các cơ quan nghiên cứu đều tỏ ra băn khoăn khi đối chiếu quá trình lựa chọn/phê duyệt dự án điện gió ngoài khơi hiện tại, đặt trong mục tiêu 7GW tới năm 2030 của Quy hoạch điện VIII (QHĐ8)

Nguyên nhân dẫn tới mối lo nêu trên, tựu trung ở một số vấn đề gồm: quá trình lựa chọn, phê duyệt nhà đầu tư/dự án có thể bị kéo dài (nếu áp dụng theo trình tự hiện hữu), lộ trình xây dựng và ban hành khung chính sách giá cho các dự án điện gió ngoài khơi còn thiếu chỉ dẫn cụ thể và tính thời điểm của việc áp dụng cơ chế đấu giá/đấu thầu (đang được Bộ Công thương lên khung).

Là một tập đoàn tư nhân đa ngành với tổng quy mô tài sản khoảng 45.000 tỷ đồng, T&T Group thời gian qua đã đẩy mạnh đầu tư, phát triển mạnh vào mảng năng lượng tái tạo (với khoảng 1.000MW điện gió lẫn điện mặt trời đã đầu tư, vận hành). Trong 10 năm tới, T&T Group xác định mục tiêu đầu tư mạnh mẽ các dự án điện khí LNG và điện gió ngoài khơi với tổng công suất 12-15GW (chiếm gần 10% tổng công suất phát điện quốc gia).

Dù đã kinh qua thực tế và thành công trong mảng năng lượng tái tạo, T&T Group cho biết còn không ít điểm vướng trong phát triển điện gió ngoài khơi.

Tại hội thảo “Lộ trình hiện thực hóa điện gió ngoài khơi tại Việt Nam: Hướng đến mục tiêu của QHĐ8 và cam kết Net Zero”, bà Nguyễn Thị Thanh Bình, Phó tổng giám đốc Tập đoàn T&T cho rằng, điện gió ngoài khơi của Việt Nam vẫn chưa được phát triển tương xứng với tiềm năng rất lớn (khoảng hơn 160GW), đồng thời còn không ít khó khăn cần được cơ quan chức năng quan tâm, khơi thông.

Theo đó, tồn tại một số trở ngại có thể ảnh hưởng đến mục tiêu phát triển điện gió ngoài khơi vào năm 2030 (vận hành 7GW). Cụ thể, quá trình lựa chọn, phê duyệt nhà đầu tư có thể bị kéo dài khi hiện nay dự thảo QHĐ8 mới chỉ đưa ra tổng công suất dự kiến. Sau khi QHĐ8 được phê duyệt, Bộ Công thương sẽ tiếp tục phải xây dựng kế hoạch để thực hiện quy hoạch, làm cơ sở để xác định quy mô công suất của dự án cũng như các địa phương sẽ có dự án. Tiếp đó mới đến bước lựa chọn nhà đầu tư.

“Đa số dự án điện gió ngoài khơi đang đề xuất đều có quy mô lớn (từ 2.000 – 5.000MW) và sẽ được phân kỳ đầu tư phù hợp theo khả năng hấp thụ và truyền tải. Giai đoạn đầu thường đầu tư khoảng 1.000MW, theo kinh nghiệm của chúng tôi thì cần tổng thời gian khoảng 6-8 năm. Trong khi đó, hiện đã là quý III của năm 2022, tức chỉ còn chưa đầy 8 năm để cán đích 2030. Như vậy, nếu khâu phê duyệt quy hoạch, lựa chọn nhà đầu tư không được triển khai sớm thì mục tiêu đạt được 7GW điện gió ngoài khơi vào năm 2030 sẽ khó khả thi”, bà Bình nhìn nhận.

Điểm tiếp theo là khung chính sách, lộ trình xây dựng và ban hành khung chính sách giá cho các dự án điện gió ngoài khơi hiện còn thiếu chỉ dẫn cụ thể, rõ ràng. Đặc biệt, theo đại diện T&T Group, quy định thế nào được gọi là dự án điện gió ngoài khơi. Bởi, tại Quyết định 39 của Chính phủ có đưa ra khái niệm điện gió trên bờ và điện gió ngoài khơi, trong khi QHĐ8 đề cập tới điện gió trên bờ, điện gió gần bờ và điện gió ngoài khơi.

Lãnh đạo T&T Group cũng lo lắng về vấn đề cơ chế đấu thầu/đấu giá. Hiện nay Bộ Công thương đang hoàn thiện để hướng tới áp dụng cho các dự án điện năng lượng tái tạo. Tuy nhiên, nếu cơ chế này được áp dụng ngay cho điện gió ngoài khơi thì có thể gây khó khăn cho các nhà đầu tư dự án cũng như mục tiêu thực hiện QHĐ8 (7GW vào năm 2030).

“Điện gió ngoài khơi là một ngành công nghiệp hiện đại và rất mới tại Việt Nam, trong khi nhiều nhà đầu tư mới chỉ tham gia tập trung vào giai đoạn phát triển dự án. Nếu các nhà đầu tư này (chưa thực sự có kinh nghiệm đầu tư) tham gia vào quá trình đấu thầu, bỏ giá thầu thấp và được lựa chọn, có thể dẫn tới tình trạng không thực hiện được các cam kết về tiến độ, giá, thậm chí không thực hiện được dự án. Đây là điều các nhà quản lý cần lưu tâm trong quá trình xây dựng chính sách”, bà Bình khuyến nghị.

Đây cũng là quan điểm được ông Mark Hutchinson, đại diện Hiệp hội điện gió toàn cầu (GWEC) đưa ra. Theo đó, doanh nghiệp phải đầu tư hàng tỷ USD cho một dự án điện gió ngoài khơi, dù là dự án nhỏ nhưng cần sự rõ ràng về chính sách. Thời gian để hoàn thành một dự án điện gió ngoài khơi từ khâu chuẩn bị đến khi vận hành thương mại mất 8 năm và rất nhiều việc cấp bách cần thực hiện…

Đại diện GWEC lưu ý, không thị trường nào trên thế giới huy động được 3GW điện gió ngoài khơi trong giai đoạn đầu tiên thông qua đấu thầu. Do đó, cần thực hiện cơ chế chuyển tiếp với giá cố định cho 4GW đầu tiên và sau đó tiến tới đấu thầu cho 3GW còn lại cho giai đoạn đến năm 2030. Hoặc thực hiện giải pháp lựa chọn nhà đầu tư theo các tiêu chí đặt ra…

Điện gió ngoài khơi vẫn còn mới với Việt Nam do đó chưa có các quy định cần thiết. Dù cần phải bắt đầu nghĩ đến cơ chế đấu thầu từ bây giờ, nhưng vẫn phải áp dụng cơ chế chuyển tiếp vì chính sách đấu thầu phải mất mấy năm mới có thể hoàn thiện. Với 7GW cho năm 2030 vẫn cần cơ chế chuyển tiếp, cần có nơi giải quyết thủ tục kiểu “một cửa” vì điện gió ngoài khơi cần cấp phép của 10 bộ, ngành.

Về vốn, ít nhất phải huy động 10 tỷ USD từ nay đến 2030. các ngân hàng trong nước bị hạn chế về số tiền cho vay một doanh nghiệp, hạn chế mức tín dụng, do đó cần các ngân hàng quốc tế tham gia.

Ông Mark Hutchinson, đại diện Hiệp hội điện gió toàn cầu (GWEC)

Đề xuất không đấu thầu để chạy nước rút

Kinh nghiệm từ trường hợp của Đài Loan (khởi đầu hành trình điện gió ngoài khơi và trở thành quốc gia đi đầu về lĩnh vực này tại châu Á) là điều ông Stuart Livesey, Giám đốc, COP Vietnam Count – CEO, chủ đầu tư dự án điện gió ngoài khơi La Gàn chia sẻ, nhằm lý giải nguyên do cần có giai đoạn chuyển đổi trước khi chuyển ngay sang cơ chế đấu giá.

Theo đó, Đài Loan đã bắt đầu bằng cơ chế chuyển tiếp vào năm 2015 với việc đề ra các khu vực có giá trị cao trên biển. Đài Loan có lộ trình và chính sách rõ ràng với khởi đầu một dự án 800 MW và tương lai sẽ tăng dần. Các nhà đầu tư điện gió không chỉ nhìn vào một dự án, họ phải thấy được sau dự án ban đầu sẽ là những dự án khác.

Theo đó, các tiềm năng phát triển điện gió ngoài khơi cần được điều chỉnh bởi khung pháp lý và quy định hiệu quả, từ đó thu hút nhiều nhà phát triển, nhà đầu tư, nhà thầu, nhà cung cấp và tài trợ trên toàn thế giới. Mức giá đối với các hợp đồng mua bán điện cho các dự án điện gió ngoài khơi cho thấy mức giảm đều trong 6 năm qua từ mức giá ưu đãi FIT ban đầu, qua giai đoạn chuyển đổi và hiện tại là đấu giá cạnh tranh, với mức giảm khoảng 60%.

Điểm đầu tiên trong kinh nghiệm phát triển các dự án là Chính phủ chủ động trong việc đánh giá các vị trí tiềm năng, từ đó có kế hoạch, chính sách mạnh mẽ và nhất quán đã tạo cơ hội lớn cho các nhà đầu tư.

Từ những khó khăn trên, nhà đầu tư đưa ra một số khuyến nghị nhằm đẩy nhanh việc lựa chọn, triển khai/vận hành các dự án trước 2030.

Trước hết, Chính phủ cần sớm phê duyệt QHĐ8 và kế hoạch cụ thể thực hiện 7GW điện gió ngoài khơi vào năm 2030. Đồng thời, sớm xây dựng, ban hành cơ chế khuyến khích, hỗ trợ cho phát triển điện gió ngoài khơi theo lộ trình.

Tiếp đến, xem xét thực hiện giai đoạn chuyển tiếp theo biểu giá cố định, phù hợp với điều kiện của Việt Nam trước khi thực hiện chính sách đấu thầu/đấu giá . 

“Riêng giai đoạn này, chúng tôi kiến nghị áp dụng cho 7GW đầu tiên (thực hiện đến năm 2030). Đây là giai đoạn khởi động nhằm định hình một ngành công nghiệp mới tại nước ta. Vì vậy, Chính phủ và các bộ ngành liên quan có thể xem xét bắt đầu cơ chế lựa chọn nhà đầu tư không qua đấu thầu, trên cơ sở phải đáp ứng được các tiêu chí rõ ràng về năng lực, kinh nghiệm, tài chính… Qua đó, đảm bảo rút ngắn được giai đoạn lựa chọn nhà đầu tư, các dự án được sớm triển khai và vận hành trước năm 2030”, bà Bình nêu ý kiến.

Đại diện T&T Group cũng nhấn mạnh, sau khi phê duyệt Quy hoạch điện 8, nếu thực hiện các bước để xác định danh mục dự án, lựa chọn nhà đầu tư… mà không có quy trình đặc thù thì tới khi lựa chọn nhà đầu tư xong sẽ không thể đủ thời gian cho nhà đầu tư triển khai xây dựng và đảm bảo tiến độ COD trước năm 2030. 

Theo ông Đoàn Ngọc Dương, Phó viện trưởng Viện Năng lượng (Bộ Công thương), mỗi quốc gia có cơ sở, xuất phát điểm và pháp luật đầu tư khác nhau. Tuy nhiên, với kinh nghiệm của quốc gia đi trước, để thúc đẩy phát triển giai đoạn đầu, tạo niềm tin cho nhà đầu tư, họ cũng dùng chính sách giá cố định hoặc lựa chọn nhà đầu tư… 

Một số thách thức trong đầu tư phát triển điện gió ngoài khơi

Quy trình, thủ tục đầu tư còn phức tạp, sự chồng chéo về quản lý giữa các bộ ngành địa phương đối với vùng biển, dẫn tới thời gian chuẩn bị đầu tư kéo dài và tiềm ẩn rủi ro trong quá trình thực hiện. Nhiều nhà đầu tư có năng lực (kỹ thuật & tài chính) hạn chế nhưng đăng ký đầu tư trên diện tích rất lớn ngoài biển.

Chưa xác định được rõ nét dự án điện gió ngoài khơi nào sẽ được cấp chủ trương đầu tư, dẫn tới sự bị động trong đầu tư nâng cấp lưới điện đồng bộ với dự án.

TS. Nguyễn Mạnh Cường, Viện Năng lượng (Bộ Công thương)

Việt Nam cần có chính sách “rõ ràng” để thu hút các nhà đầu tư Năng lượng tái tạo

Cần cơ chế, quy định rõ ràng, có khuyến khích, đồng lợi ích và chia sẻ rủi ro, mới mong phát triển được các nguồn điện mới.

Chờ chính sách

Việc điện mặt trời đã 18 tháng qua và điện gió cũng qua 8 tháng kể từ khi chính sách giá cố định (FIT) kết thúc mà chưa có chính sách mới được các chuyên gia cho là bất cập trong phát triển các nguồn điện này.

Theo ông Nguyễn Anh Tuấn, nguyên Phó viện trưởng Viện Năng lượng, trong khi điện mặt trời quy mô lớn chưa có quy định rõ ràng về cơ chế đấu thầu, thì điện mặt trời mái nhà cũng không có cơ chế khuyến khích phát triển. Chưa kể, cả hai loại nguồn điện mặt trời đều không quy hoạch phát triển trong 10 năm tới.

Với điện gió, tình hình không có gì sáng hơn khi cơ chế sau FIT chưa được ban hành, chưa có quy định rõ ràng với điện gió ngoài khơi, chưa hoàn thành quy hoạch không gian biển quốc gia. Với các nguồn điện được coi là sạch khác dù vẫn có nguồn gốc từ hoá thạch, như khí, tình trạng cũng không có gì sáng sủa.

Ông Tuấn đánh giá, 2 chuỗi dự án điện khí lớn nhất là Lô B – Ô Môn và Cá Voi Xanh – Quảng Nam, Quảng Ngãi đều bị chậm triển khai do các thủ tục phức tạp, hướng dẫn, quy định chưa rõ ràng, nhà đầu tư thượng nguồn (Cá Voi Xanh) kéo dài thời gian đàm phán.

Với nguồn điện sử dụng LNG nhập khẩu, ngoài việc số lượng dự án lớn, lên tới 17 dự án với tổng công suất 22.400 MW trong vòng 8 năm tới, câu chuyện về tính phức tạp, liên kết mắt xích của chuỗi nhiên liệu là điều không dễ giải trong thời gian ngắn.

“Yêu cầu hạ tầng tốn kém khi phát triển với quy mô không đủ lớn, hay giá LNG có xu hướng tăng, nhất là khi châu Âu chuyển từ mua khí đốt của Nga sang các nhà xuất khẩu khác”, ông Tuấn nêu thực tế này và nhận xét, thách thức lớn nhất là giá điện sẽ tăng cao khi nhập khẩu LNG với giá thị trường, dẫn tới kéo dài dàm phán hợp đồng mua bán điện; thời gian huy động của các nguồn điện than và khí sẽ giảm đáng kể khiến hiệu quả dự án giảm.

Ngay cả với thực trạng nhiều nước châu Âu xem xét tái khởi động nhiệt điện than thì việc triển khai nguồn điện này tại Việt Nam cũng không dễ dàng. Lý do được nhắc tới là, sau Hội nghị lần thứ 26 Các bên tham gia Công ước khung của Liên hợp quốc về biến đổi khí hậu (COP26), nhiều quốc gia và tổ chức tài chính dừng cho vay các dự án điện than, kể cả với các nhà đầu tư BOT nước ngoài.

Ở phía nhà đầu tư, ngoài Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) triển khai các dự án điện than khá nhuần nhuyễn, đa số các chủ đầu tư dù thuộc doanh nghiệp nhà nước và nhất là tư nhân, đều thiếu kinh nghiệm, nhiều chủ đầu tư chỉ đăng ký chứ không thực sự triển khai.

Bên cạnh đó là sự không đồng thuận của các địa phương, mà chủ yếu là mối quan ngại về ô nhiễm môi trường, ảnh hưởng đến sức khỏe của người dân.

Nút thắt từ giá điện?

Việc thu hút được nhiều tỷ USD đầu tư vào 16.500 MW điện mặt trời và khoảng 4.000 MW điện gió giai đoạn 2018-2021 có tác nhân chính là giá điện FIT. Với giá điện FIT được quy định cụ thể, được cho là hấp dẫn, quá trình đàm phán hợp đồng mua bán điện với EVN được rút ngắn nhiều, nên các nhà đầu tư tính ngay lợi nhuận có thể thu được và đổ xô vào đầu tư điện gió, điện mặt trời.

Với nhà đầu tư đã hoàn thành công trình nhưng chưa bán điện lên lưới, việc chờ đợi chính sách mới khiến họ lúng túng. “Giá thấp hay cao thì ít ra cũng bán được điện, chứ không có giá, chính sách lại chưa rõ ràng, thì dự án phải nằm im gần cả năm nay. Chủ đầu tư chỉ biết ngồi chờ, rất áp lực và không giải thích được với các cấp cao hơn, cũng như cổ đông”, Nguyễn N., đến từ một quỹ đầu tư nước ngoài có dự án điện gió nằm chờ chính sách, chia sẻ. 

Công cuộc chờ đợi xem ra chưa có thời gian kết thúc khi ý tưởng về đấu thầu mua điện cho các dự án điện gió, điện mặt trời  đã làm xong mà chưa kịp phát điện để hưởng giá FIT mới đây đã nhận được chỉ đạo của Chính phủ là “làm đúng theo quy định của pháp luật”.

“Chúng tôi rất quan tâm tới động thái tiếp theo của Bộ Công thương sau khi có chỉ đạo của Chính phủ. Chính phủ/Bộ Công thương cần đưa ra phương án rõ ràng hơn để các nhà đầu tư có cơ sở thực hiện”, Nguyễn N. nói.

Ở các dự án điện khí, mọi con mắt đang đổ dồn vào LNG Bạc Liêu và LNG Nhơn Trạch 3-4 trong việc thu xếp vốn và các thủ tục chuẩn bị đầu tư.

Tại Dự án LNG Bạc Liêu, các đề xuất về bảo lãnh, chuyển đổi ngoại tệ… chưa có lời giải vì chưa có tiền lệ nếu chiếu theo các quy định pháp luật hiện hành, cho dù trước đó có thể được thực hiện tại một số dự án điện BOT. Điều này khiến nhiều cơ quan liên quan chùn tay trong xử lý vướng mắc theo đề nghị của nhà đầu tư, vì không biết nên đề xuất theo hướng nào để tránh tạo ra lợi ích nhóm cho nhà đầu tư và làm thiệt hại với các bên khác.

Dự án LNG Nhơn Trạch 3-4 đang thực hiện thu xếp vốn tại châu Âu cũng được chú ý bởi có thể tạo ra một cách tiếp cận mới trong thu xếp vốn bằng hình thức Project Finance (nợ và vốn chủ sở hữu sử dụng để tài trợ cho dự án được trả lại từ dòng tiền được tạo ra bởi dự án đó). Nhưng để đạt được mục tiêu này, cần các cam kết nhất định từ bên mua điện về sản lượng, thời gian hoạt động của nhà máy, mà điều này xét đến cùng, cũng chính là chấp thuận giá bán ở mức nào.