Nhiều dự án điện gió đang xây dựng, sắp hoàn thành đối diện với nguy cơ lỗ vốn

Nhiều nhà đầu tư điện gió trên bờ đang trong tình cảnh khó khăn, chịu thiệt hại nghiêm trọng khi đã cơ bản hoàn thành nhưng do ảnh hưởng bởi dịch COVID-19 nên không kịp vận hành thương mại (COD) để hưởng ưu đãi.

Trong văn bản mới đây gửi Thủ tướng và các bộ ngành liên quan, Công ty cổ phần điện gió Hanbaram cho hay đến ngày 31-10 đã hoàn thành thi công, lắp đặt và kết nối 29/29 trụ tuabin, hoàn thành toàn bộ đường dây, trạm biến áp đấu nối lên hệ thống lưới điện quốc gia, đang thử nghiệm kỹ thuật toàn bộ và vận hành thương mại (COD) các trụ tuabin.

Đình trệ hoàn toàn do COVID-19, tổn thất nặng nề

Tuy nhiên, do ảnh hưởng của dịch COVID-19 gây ra rất nhiều khó khăn để triển khai dự án. Lý do “bất khả kháng” này đã khiến chỉ có 6/29 trụ điện gió kịp vận hành COD để hưởng giá FIT ưu đãi, trong khi 23 trụ còn lại dù đã hoàn thiện nhưng chưa được COD do khi gần hoàn thiện thì hết cơ chế ưu đãi.

Tương tự, Công ty cổ phần Đầu tư và phát triển phong điện Gia Lai thì cho biết đã hoàn thành thi công, lắp đặt và kết nối 25/25 trụ tuabin cùng nhiều hạng mục, nên đang thử nghiệm kỹ thuật để đi vào vận hành, nhưng do tác động của đại dịch COVID-19 nên chỉ 1/25 trụ điện gió kịp vận hành thương mại.

Tổng giám đốc Công ty Hanbaram Đặng Mạnh Cường cho hay chậm tiến độ là do mua sắm, vận chuyển thiết bị điện gió về TP.HCM đúng thời điểm phong tỏa, nên thủ tục đình trệ. Huy động nhân lực gặp khó khăn do phải thực hiện cách ly kéo dài, đặc biệt với chuyên gia nước ngoài.

“Đầu tư vào dự án cả nghìn tỉ đồng, giờ tiền nằm chết ở đó” – ông Hoàng Giang, tổng giám đốc Điện gió Sunpro Bến Tre, chia sẻ đã rót vốn vào dự án lên tới 56 triệu USD (tương đương 1.270 tỉ đồng), nhưng dù chạy đua tiến độ vẫn chỉ hoàn thành được 75% khối lượng.

Chia sẻ khó khăn, ông Giang cho biết những tháng giãn cách, không chỉ công trường bị gián đoạn, chuyên gia, công nhân ra vào nhà máy khó khăn, mà việc mua bán và vận chuyển vật tư… cũng tắc, giải phóng mặt bằng… đình trệ, kéo dài.

Do đó, nhà đầu tư này cho rằng nếu Chính phủ, Bộ Công thương không gia hạn thêm thời gian vận hành thương mại, không “cấp cứu kịp thời” thì nguy cơ thua lỗ, phá sản rất gần. Đặc biệt là khi cơ chế, cách thức đấu thầu vẫn chưa được công bố dù quyết định 39 về cơ chế khuyến khích phát triển điện gió đã hết hiệu lực từ hơn 2 tháng nay.

Giảm giá 12%, doanh nghiệp cầm chắc lỗ, đe dọa tài chính?

Theo nguồn tin của Tuổi Trẻ Online, Bộ Công thương và các bên liên quan đã họp và dự kiến sẽ đưa ra giá mua điện từ các nhà máy điện gió từ sau ngày 31-10-2021 giảm khoảng 12% so với giá FIT theo quyết định 39. Tuy nhiên, nhiều chủ đầu tư cho rằng với giá giảm này thì gần 40 dự án triển khai trong các năm vừa qua bị mất trắng lợi nhuận, cầm chắc phần lỗ.

Ông Bùi Văn Thịnh – chủ tịch Hiệp hội Điện gió và mặt trời Bình Thuận – cho rằng nếu không gia hạn giá FIT theo quyết định 39, khoảng 50% dự án điện đã đăng ký không thể hòa lưới, sẽ kéo theo hệ lụy làm ảnh hưởng tình hình tài chính, nguy cơ phá sản, không có tiền trả ngân hàng, từ đó dẫn tới các nguy cơ khiếu kiện, ảnh hưởng đến môi trường đầu tư tại Việt Nam. 

Đồng tình, ông Giang cũng cho rằng nếu không có cơ chế rõ ràng, nguồn điện không có đầu ra, doanh nghiệp không thể có doanh thu để trả nợ. Thậm chí, ngay cả khi thực hiện cơ chế mua điện từ các nhà máy điện gió từ sau ngày 31-10-2021 theo phương án dự kiến là giảm 12% giá như trên thì doanh nghiệp cũng mất trắng lợi nhuận, cầm chắc phần lỗ.

Hàng tỉ USD đầu tư nguy cơ… chôn vốn

Theo Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN), trong số 146 dự án đã ký hợp đồng mua bán điện với EVN, chỉ có 84 dự án với tổng công suất hơn 3.980 MW kịp vận hành thương mại (COD) trước ngày 1-11. Như vậy có khoảng 4.185MW của các dự án đã không kịp vận hành COD.

Theo tính toán của các nhà đầu tư trên cơ sở suất đầu tư trung bình tại các dự án hiện nay là 45 tỉ đồng/MW, tổng mức đầu tư cho các dự án chưa được COD lên tới khoảng 202.794 tỉ đồng (8,8 tỉ USD), tương đương 3,2% GDP Việt Nam năm 2020, sẽ là áp lực không nhỏ về tài chính cho cả nhà đầu tư và ngân hàng.

Cũng bởi, với lãi suất vay thương mại trung bình là 10%, các nhà đầu tư trả lãi lên tới hàng nghìn tỉ đồng nhưng không có doanh thu hoặc chỉ một phần, thì nguy cơ rủi ro nợ xấu, ảnh hưởng nghiêm trọng dòng tiền lưu thông của nền kinh tế.

Giải pháp tháo gỡ “khó khăn” trong chính sách phát triển năng lượng tái tạo

Các chuyên gia cho rằng, phát triển năng lượng tái tạo cần có chính sách dài hạn để nhà đầu tư có thể định đoán được sự phát triển với nhiều tiềm năng để thúc đẩy hơn nữa.

Tháo gỡ khó khăn

Ngày 22/12, tại buổi tọa đàm “Tháo gỡ “điểm nghẽn” phát triển năng lượng tái tạo” nhằm lấy ý kiến các chuyên gia, nhà quản lý, cộng đồng nhà đầu tư về cơ chế, chính sách phát triển năng lượng tái tạo, góp ý vào dự thảo Quy hoạch điện VIII, các chuyên gia, nhà đầu tư đã đưa ra nhiều ý kiến tranh luận tìm giải pháp tháo gỡ khó khăn khi phát triển năng lượng tái tạo.

Góp ý về chính sách dài hạn, ông Nguyễn Văn Vy, Phó Chủ tịch Hiệp hội Năng lượng Việt Nam cho rằng: “Hiện, chưa có chính sách dài hạn phát triển năng lượng tái tạo để nhà đầu tư có thể định đoán được”.

Đánh giá sự phát triển của lĩnh vực năng lượng tái tạo, ông Vy khẳng định: “Lĩnh vực năng lượng tái tạo tại Việt Nam đang phát triển nhanh, với nhiều tiềm năng để thúc đẩy hơn nữa. Trên thực tế, các dự án thủy điện tại nước ta đã hoàn thành gần hết, với tổng công suất khoảng 27,4 GW, trong đó đã phát triển được khoảng 22 GW”.

Ông Nguyễn Văn Vy, Phó Chủ tịch Hiệp hội Năng lượng Việt Nam
Ông Nguyễn Văn Vy, Phó Chủ tịch Hiệp hội Năng lượng Việt Nam

Theo ông Vy, đối với điện gió, tổng tiềm năng kỹ thuật đạt 377 GW, trong đó điện gió trên bờ có tổng tiềm năng 217 GW, điện gió ngoài khơi chiếm 160 GW. Việt Nam đã phê duyệt khoảng 11.800 MW. Vào cuối tháng 10/2021, Việt Nam đã có 84 nhà máy với tổng công suất khoảng 4.000MW đã COD.

Tuy nhiên, có 37 dự án đăng ký với tổng công suất khoảng 2.455 MW đã đăng ký nhưng không kịp COD trước 31/10/2021.

Đáng chú ý, tiềm năng năng lượng mặt trời tại Việt Nam là rất lớn. Theo tính toán, điện mặt trời sẽ có tổng tiềm năng kỹ thuật khoảng 434 GW, trong đó, đã đưa vào vận hành khoảng 16,6 GW (ĐMT tập trung 9 GW, ĐMT mái nhà 7,6 GW).

Nêu ra khó khăn với lĩnh vực này, ông Vỹ cho biết, thời gian qua, Việt Nam đã ưu tiên đầu tư và sử dụng năng lượng tái tạo trong phát triển ngành năng lượng làm cơ sở xây dựng, phát triển thị trường năng lượng tái tạo; đồng thời khuyến khích các tổ chức, cá nhân tham gia vào việc phát triển và sử dụng năng lượng tái tạo.

Đối với chính sách giá điện và bảo đảm đầu tư, các dự án năng lượng tái tạo đã được áp dụng biểu giá điện hỗ trợ (Feed-in tariff – FIT); Các đơn vị điện lực có trách nhiệm mua toàn bộ điện năng được sản xuất từ các nguồn năng lượng tái tạo nối lưới; Các dự án điện sử dụng nguồn năng lượng tái tạo để sản xuất điện được ưu tiên đấu nối với hệ thống điện quốc gia.

Đối với các dự án ngoài lưới, chủ đầu tư phát triển các dự án năng lượng tái tạo được hỗ trợ để thu hồi được chi phí và có mức lợi nhuận hợp lý. Dù vậy, chúng ta cũng đang gặp phải nhiều khó khăn, bất cập trong phát triển nguồn năng lượng tái tạo.

Cần hoàn thiện chính sách

Để tháo gỡ các “điểm nghẽn” trong phát triển năng lượng tái tạo, ông Vy cho hay, cần sớm hoàn thiện khuôn khổ chính sách cho phát triển năng lượng tái tạo; Tổ chức chuẩn bị, thẩm định và phê duyệt Quy hoạch phát triển năng lượng tại tạo; Xây dựng và ban hành áp dụng hoặc công bố áp dụng tiêu chuẩn quốc gia và quy chuẩn kỹ thuật năng lượng tái tạo.

Đồng thời, đề nghị sớm ban hành cơ chế đấu thầu phát triển các dự án năng lượng tái tạo theo các bước: Xác định khối lượng cần đầu tư xây dựng các dự án điện trong từng năm, theo từng vùng, miền nhằm tránh quá tải cho các đường dây; Các dự án điện mặt trời không nên tập trung quá lớn tại một hoặc một vài địa điểm nhằm tránh quá tải cho lưới điện; Các dự án được chọn trên cơ sở giá đề xuất từ thấp đến cao cho đến khi đủ công suất theo yêu cầu.

Phát triển năng lượng tái tạo, cần chính sách chia sẻ rủi ro - Ảnh 3.
Ông Nguyễn Tuấn Anh, Phó Cục trưởng Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo (Bộ Công Thương)

Làm rõ một số thay đổi cơ bản Quy hoạch điện VIII, ông Nguyễn Tuấn Anh, Phó Cục trưởng Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo (Bộ Công Thương) cho biết: “Quy hoạch điện VIII đang được Bộ Công Thương tiến hành cập nhật, hiệu chỉnh trên cơ sở đánh giá lại tình hình tăng trưởng phụ tải, đánh giá lại phát triển nguồn điện khi có những bất cập thời gian qua.

Theo ông Tuấn Anh, giai đoạn năm 2016 – 2020, phụ tải miền bắc tăng 9% nhưng nguồn điện lại chỉ tăng 4%. Trong khi miền Trung miền Nam, tăng trưởng nguồn điện từ 16-21%, trong khi tăng trưởng phụ thải chỉ 5-7%.

“Việc phát triển nhanh các nguồn năng lượng tái tạo, đặc biệt năng lược mặt trời dẫn tới việc, khu vực miền bắc thiếu nguồn dẫn tới công suất nguồn năng lượng tái tạo chuyển từ miền trung, miền nam ra miền bắc gây nghẽn mạch đường dây 500Kv bắc nam. Đáng lưu tâm để xây dựng cơ cấu nguồn điện trong quy hoạch điện VIII, ngoài việc đánh giá lại nguồn tải khu vực vùng miền”, ông Tuấn Anh nêu ra khó khăn.

Ông Tuấn Anh chia sẻ, sau hội nghị COP26, thực hiện theo chỉ đạo của Thủ tướng, Bộ Công Thương đã rà soát, điều chỉnh lại phát triển nguồn điện. Trong đó, tính lại tính khả thi giảm nhiệt than, phát triển mạnh điện khí để đảm bảo an ninh năng lượng, tăng cường khả năng hấp thụ nguồn NLTT, tiếp tục phát triển mạnh mẽ nguồn điện NLTT nhất là điện gió trong thời gian tới.

Quan điểm trong Quy hoạch điện VIII là cần bố trí để tránh truyền tải điện qua các vùng miền, năm 2030 không xây dựng đường dây truyền tải mới 500Kv để truyền tải liên miền, giai đoạn 2031 – 2045 hạn chế truyền tải liên miền, đảm bảo dự phòng hợp lý, đặc biệt miền bắc. Bài toán quy hoạch nguồn điện trong dự thảo Quy hoạch điện VIII hiện có nhiều thách thức.

Thực hiện chỉ đạo của Chính phủ, quy hoạch điện VIII của Bộ Công Thương đã đề ra, dự thảo cơ cấu nguồn, dự phòng, trong dự thảo quy hoạch điện VIII, đảm bảo an ninh cung cấp điện. Cơ cấu nguồn điện năm 2030, thuỷ điện 19%, nhiệt điện than 25%, nhiệt điện khí 25%; NLTT gồm điện gió, mặt trời, sinh khối 24%.

Đến năm 2045 cơ cấu nguồn điện, thủy điện chiếm 14%; nhiệt điện than chiếm 11%; nhiệt điện khí 25%; nguồn năng lượng tái tạo chiếm 45%; nhập khẩu điện 3,3%. Đánh giá ảnh hưởng NLTT khi xây dựng được hệ thống truyền tải thích hợp và lưu trữ, hệ thống truyền tải chưa linh hoạt, cũng vừa phải đảm bảo an ninh, an toàn hệ thống điện.

Cần trao đổi rõ và vướng ở đâu?

Cũng góp ý về chính sách phát triển năng lượng tái tạo, ông Nguyễn Đức Kiên, Tổ trưởng Tổ tư vấn kinh tế của Thủ tướng Chính phủ cho biết, Luật Điện lực ra đời trước khi có Nghị quyết 55 do vậy khi trao đổi cần đặt bối cảnh và Nghị quyết 55 gần như mở hết cho các thành phần tham gia.

Ông Nguyễn Đức Kiên, Tổ trưởng Tổ tư vấn kinh tế của Thủ tướng Chính phủ
Ông Nguyễn Đức Kiên, Tổ trưởng Tổ tư vấn kinh tế của Thủ tướng Chính phủ

Ông Kiên đề nghị khi trao đổi với nhà đầu tư, các Bộ cần trao đổi rõ và vướng ở đâu trong quá trình thực hiện thì sẽ trao đổi. Đối với điện ngoài khơi, hiện nay, Đài Loan thực hiện giá FIT ưu đãi tối đa 5 năm chứ không đến 20 năm như Việt Nam hay giá FIT Châu Âu chủ yếu chỉ áp dụng cho hộ kinh doanh cá thể, hộ gia đình thôi.

Về điện mặt trời, năm 2021 bị tác động bởi xã hội, vấn đề nghẽn mạch điện mặt trời khi đưa vào hòa lưới rất lớn, tổng công suất đưa vào trong 2 năm gấp hơn 20 lần quy hoạch. Có một vấn đề rằng các nhà đầu tư chạy theo giá FIT do Chính phủ quy định, mỗi một MW cần khoảng 1ha đất, vậy để phát triển bền vững có phải lấy đất tràn lan phát triển dự án không?

“Về vấn đề do ảnh hưởng dịch Covid-19, nhà đầu tư cần xem xét theo hợp đồng rồi từ đó báo cáo cơ quan thẩm quyền. Trong nền kinh tế thị trường phải theo hợp đồng”, ông Kiên đưa ra lời khuyên cho nhà đầu tư.

Nêu ra nguyên nhân dẫn tới việc “tắc nghẽn” phát triển năng lượng tái tạo, PGS-TS. Trần Đình Thiên, nguyên Viện trưởng Viện Kinh tế Việt Nam, thành viên Tổ Tư vấn kinh tế của Thủ tướng Chính phủ cho rằng, câu chuyện tắc nghẽn trong năng lượng tái tạo là do hai bên ký kết hợp đồng không có sự đồng thuận.

PGS-TS. Trần Đình Thiên, nguyên Viện trưởng Viện Kinh tế Việt Nam, thành viên Tổ Tư vấn kinh tế của Thủ tướng Chính phủ
PGS-TS. Trần Đình Thiên, nguyên Viện trưởng Viện Kinh tế Việt Nam

Để tháo gỡ được, cách tiếp cận chính sách không thể đối chọi nhau. Hiện tại, chúng ta đang chỉ tập trung bàn về lợi ích kinh tế. Tư duy như thế là không được, khi đó, chính sách sẽ không thể gỡ giúp cho doanh ngiệp được.

Nhà nước phải quan tâm đến lợi ích chung của toàn bức tranh thị trường để bàn với doanh nghiệp. Về cơ bản, cách đối xử với thị trường không thể theo tư duy thành tích và hành chính được. Khi chúng ta bị cuốn theo mục tiêu net zero vào năm 2050, thì có thể xảy ra những hành xử chính sách theo kiểu này.

Bây giờ chúng ta đang thay đổi cấu trúc năng lượng, hướng tới công nghệ cao, năng lượng sạch. Trong quá trình chuyển đổi, chúng ta va đến đâu thì phải gỡ đến đấy. Tóm lại, những câu chuyện về giá, khuyến khích, phải dựa trên tinh thần lợi ích chia sẻ, thấu hiểu lẫn nhau. Nếu chúng ta muốn doanh nghiệp đứng vững sau khủng hoảng, thì cần phải bàn lại các chính sách, ưu đãi trong thời gian tới.