Các doanh nghiệp đang chờ cơ chế chính sách thuận lợi để đầu tư dự án năng lượng, đặc biệt là năng lượng tái tạo
Năng lượng xanh vẫn hút mắt nhà đầu tư
Ít ngày trước, UBND tỉnh Quảng Trị gửi công văn hỏi ý kiến một số bộ, ngành việc Công ty Sembcorp Solar Vietnam Pte.Ltd đề xuất muốn được góp vốn, mua cổ phần của 5 dự án điện gió trên địa bàn gồm: GELEX 1, 2, 3 và Hướng Phùng 2, 3.
Cụ thể, Sembcorp muốn bỏ ra 710 tỷ đồng và 1.269 tỷ đồng để sở hữu 100% vốn điều lệ của Công ty TNHH Điện gió Hướng Phùng và Công ty TNHH MTV Năng lượng Gelex Quảng Trị, là những đơn vị đang sở hữu 5 dự án điện gió nói trên và đều thuộc Công ty cổ phần Tập đoàn GELEX.
Không chỉ Sembcorp, giữa tháng 11/2023, tỉnh Quảng Trị cũng có văn bản gửi các bộ, ngành, xin ý kiến về việc 2 nhà đầu tư từ Trung Quốc muốn mua lại 50% cổ phần của Dự án điện gió Amaccao Quảng Trị 1.
Trao đổi với phóng viên Báo Đầu tư, một nhà môi giới cho các thương vụ M&A trong lĩnh vực năng lượng tái tạo cho hay, vẫn có nhiều nhà đầu tư muốn mua các dự án điện sạch với giá cả rất rõ ràng.
Theo đó, những dự án điện gió đã vận hành và hưởng giá FIT như công bố đang được tìm mua với giá khoảng 2,1-2,2 triệu USD/MW; những dự án chưa có FIT, nhưng giấy tờ chuẩn cũng được mua tới 1,7-1,9 triệu USD/MW. Các dự án chưa đủ giấy tờ cũng vẫn được tìm mua, nhưng thiếu giấy tờ gì thì trừ đi giá của loại giấy tờ đó.
“Tuy nhiên, theo quan sát của tôi, việc mua lại các dự án năng lượng xanh như trên mang tính chất liên quan tới tài chính là chủ yếu, bởi thực tế phát điện của các dự án năng lượng tái tạo không như kỳ vọng ban đầu. Các loại chứng chỉ sử dụng năng lượng tái tạo, chứng chỉ giảm phát thải cũng có, nhưng không phải là điểm chính. Không loại trừ cả những trường hợp mua lại dự án nhằm đảo, đẩy tài sản, tính tiếp cho một vòng quay tài chính mới”, nhà môi giới nọ chia sẻ.
Hiện có tới 5.000 MW điện gió đang chạy đua để kịp bán điện trước khi kết thúc năm 2025, nhằm hưởng mức giá được cho là hấp dẫn, không vượt quá 6,95 UScent/kWh. Điều này cũng tương đương với việc vài tỷ USD chực chờ đổ vào năng lượng xanh.
Trong khi chưa trông chờ được gì mới ở các dự án điện tái tạo tập trung và quy mô lớn được triển khai, nhiều ánh mắt đổ dồn về câu chuyện mua bán điện trực tiếp.
Khảo sát của Bộ Công thương tại 95 dự án điện gió, điện mặt trời có công suất đặt 30 MW trở lên, 67 dự án phản hồi cho thấy, có 24 dự án (công suất đặt 1.773 MW) mong muốn tham gia thí điểm mua bán điện trực tiếp (DPPA); 17 dự án (công suất đặt 2.836 MW) đang cân nhắc về điều kiện tham gia, khả năng tìm và ký hợp đồng với khách hàng; 26 dự án còn lại không có nhu cầu tham gia.
Về khách hàng sử dụng điện, sau khi sàng lọc, tư vấn đã gửi phiếu khảo sát tới 41 khách hàng, có 24 khách hàng trả lời mong muốn tham gia cơ chế DPPA.
Cũng theo yêu cầu mới đây của Thủ tướng Chính phủ, Bộ Công thương tập trung nhân lực cao nhất để xây dựng, hoàn thiện trình cấp có thẩm quyền trước ngày 31/12/2023 các cơ chế, chính sách về mua bán điện trực tiếp giữa đơn vị phát điện từ năng lượng tái tạo với khách hàng sử dụng điện lớn và cơ chế khuyến khích phát triển điện mặt trời áp mái lắp đặt tại nhà dân, cơ quan công sở, khu công nghiệp tự sản, tự tiêu…
Tuy nhiên, nguồn tin của Báo Đầu tư vào ngày 28/12/2023 cũng cho hay, Bộ Công thương sẽ tiếp tục trình xây dựng nghị định của Chính phủ. Trước đó, vào tháng 10/2023, Bộ này cũng đề xuất Thủ tướng Chính phủ xem xét quyết định ban hành cơ chế DPPA theo hình thức nghị định của Chính phủ.
Về trường hợp mua bán điện thông qua đường dây tư nhân kết nối trực tiếp, do việc thực hiện đã có đầy đủ cơ sở pháp lý để triển khai, vì vậy, Bộ Công thương sẽ hướng dẫn các đơn vị theo đúng quy định của pháp luật hiện hành.
Điện gió ngoài khơi háo hức chờ
Tại Hội nghị lần thứ 28 các bên tham gia Công ước khung của Liên hợp quốc về biến đổi khí hậu (COP28) mới đây, Copenhagen Infrastructure Partners (CIP) đã công bố ra mắt Quỹ thị trường tăng trưởng II (GMF II) với mục tiêu huy động 3 tỷ USD nhằm phát triển 10.000 MW điện từ năng lượng tái tạo. Việt Nam cũng được điểm danh trong danh mục đầu tư của quỹ này.
Hiện tại, việc triển khai các Dự án điện năng lượng tái tạo mới tại Việt Nam đang chậm lại, bởi Kế hoạch thực hiện Quy hoạch Điện VIII chưa được phê duyệt, nên các chính sách cụ thể để phát triển Dự án điện gió, điện mặt trời chưa có.
CIP đã thành lập công ty liên doanh và 2 văn phòng đại diện tại Việt Nam để nghiên cứu phát triển các dự án điện gió ngoài khơi, đáng chú ý là Dự án Điện gió ngoài khơi La Gàn, quy mô 3.500 MW tại tỉnh Bình Thuận, với tổng vốn đầu dự kiến là 10,5 tỷ USD.
Không chỉ CIP, Enterprize Energy (EE) đã có mặt tại Việt Nam khoảng 4-5 năm nay để tìm kiếm cơ hội phát triển điện gió ngoài khơi.
Tổ hợp Điện gió Thăng Long Wind tại Bình Thuận gồm Thăng Long Wind (TLW) công suất 3.400 MW nối lưới quốc gia với tổng mức đầu tư 11,9 tỷ USD và Thăng Long Wind 2 (TLW2) để sản xuất và xuất khẩu năng lượng hydrogen từ điện phân nước, tổng công suất 2.000 MW, tổng mức đầu tư 5 tỷ USD.
Một dự án cũng đang được để mắt nhiều chính là Trang trại điện gió ngoài khơi Bà Rịa - Vũng Tàu với quy mô 2.300 MW để xuất khẩu điện sang Singapore.
Ông Lê Mạnh Cường, Tổng giám đốc Tổng công ty Kỹ thuật dịch vụ dầu khí (PTSC) cho hay, tháng 2/2023, PTSC ký thỏa thuận phát triển dự án với Tập đoàn Sembcorp và vào tháng 10/2023, Chính phủ Singapore phê duyệt chấp thuận có điều kiện cho dự án này. Mục tiêu được đặt ra là năm 2030-2032 sẽ đưa điện lên lưới Singapore.
Với ước tính quy mô vốn đầu tư của Dự án hơn 10 tỷ USD, Petrovietnam/PTSC đang nhằm tới một số tên tuổi lớn trong ngành dầu khí quốc tế như Equinor (Nauy) để hợp tác triển khai.
Tất nhiên, để thông đồng bén giọt, các dự án điện gió ngoài khơi còn phải vượt qua một số trở ngại.
Theo tổng kết của Bộ Công thương, có 4 vướng mắc là thẩm quyền giao khu vực biển, cho phép hay chấp thuận cho các tổ chức sử dụng khu vực biển để thực hiện các hoạt động đo đạc, quan trắc, điều tra, thăm dò, khảo sát nhằm phục vụ lập dự án điện gió ngoài khơi. Quy hoạch không gian biển quốc gia chưa được phê duyệt, nên chưa có cơ sở triển khai thực hiện Quy hoạch điện lực; thẩm quyền chấp thuận chủ trương đầu tư và điều kiện tiếp cận thị trường đối với nhà đầu tư nước ngoài trong lĩnh vực điện gió ngoài khơi.
Trước đó, nghiên cứu của Ernst & Young Việt Nam liệt kê 19 rủi ro mà nhà đầu tư phải đối mặt, trong đó có hoạt động cấp phép (gồm cả giấy phép khảo sát) và phê duyệt; lựa chọn vị trí thực hiện dự án; tài nguyên gió; thiết kế kỹ thuật; huy động vốn; chậm tiến độ hòa lưới, cắt giảm sản lượng; thu hồi biển, thay đổi pháp luật; tỷ giá hối đoái…
Với thực tế này, Bộ Công thương cũng cho rằng, dự án điện gió ngoài khơi cần đưa vào danh mục dự án quan trọng quốc gia, cần phải áp dụng cơ chế, chính sách đặc thù. Đồng thời, báo cáo Chính phủ để kiến nghị Quốc hội ban hành Nghị quyết tháo gỡ những vướng mắc đối với quy định của pháp luật hiện hành trong triển khai các dự án điện gió ngoài khơi theo Quy hoạch Điện VIII.
Điện khí LNG thấp thỏm chờ tin
Sau khoảng 3 năm đàm phán, hiện hợp đồng mua bán điện (PPA) của Dự án điện khí Nhơn Trạch 3&4 có thể đi đến kết thúc khi thỏa thuận được các điều khoản liên quan. Tuy vậy, nhà đầu tư dự án này là Tổng công ty Điện lực dầu khí (PV Power) chưa thể thở phào bởi sản lượng điện huy động vẫn chưa như kỳ vọng.
Trước đây, vướng mắc chính là việc cam kết tổng sản lượng điện mua hàng năm (Qc) và khung giá mua điện với các dự án điện khí LNG.
Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) những ngày cuối tháng 12/2023 cũng xây dựng xong khung giá cho nhà máy điện khí LNG và gửi tới Cục Điều tiết điện lực (Bộ Công thương) xem xét. Song bởi đã kết thúc năm 2023, nên khung giá này sẽ phải cập nhật cho phù hợp với năm 2024.
Đối với sản lượng điện bao tiêu, trước đây PV Power đề nghị Qc hàng năm của Dự án Nhiệt điện Nhơn Trạch 3&4 là 80-90% và thời gian áp dụng là 15 năm kể từ khi đi vào vận hành thương mại. Tuy nhiên, theo quy định chung (không phân biệt nhà máy điện khí LNG), sản lượng điện hợp đồng năm - Qc (hoặc từng năm trong chu kỳ nhiều năm) không cao hơn 100% và không thấp hơn 60% sản lượng điện bình quân nhiều năm của dự án.
Hiện Qc được PV Power đề xuất đã giảm xuống còn nhỉnh hơn 70%, nhưng hai bên vẫn chưa có tiếng nói chung. Đó là bởi lo ngại đối mặt với thực tế nhu cầu phụ tải thấp mà vẫn phải mua điện giá cao do đã cam kết theo PPA, kéo theo tăng chi phí mua điện của hệ thống từ phía EVN là hoàn toàn chính đáng khi nhìn vào thực tế tăng trưởng điện của nền kinh tế thời gian gần đây.
Trong khi đó, việc cam kết sản lượng điện phát hàng năm lại là cơ sở để các tổ chức tài chính xem xét tài trợ tín dụng cho dự án, bởi liên quan đến dòng tiền để trả nợ.
Đáng nói là, nếu Dự án điện khí LNG Nhơn Trạch 3&4 chỉ phải đối mặt với vấn đề bao tiêu sản lượng khí tối thiểu, cam kết Qc, thì các dự án điện khí LNG khác đến từ các nhà đầu tư nước ngoài sẽ phải đối mặt với nhiều thách thức hơn.
Những điểm nghẽn tại Dự án điện khí LNG Bạc Liêu lâu nay như áp dụng luật điều chỉnh PPA là luật của Vương quốc Anh; giải quyết tranh chấp PPA bằng trọng tài quốc tế theo thông lệ các hợp đồng quốc tế; quy định nhằm bảo đảm các thay đổi về pháp luật sẽ không gây ảnh hưởng tiêu cực đối với dự án; cơ chế ngoại hối để đảm bảo chuyển đổi ngoại tệ phục vụ việc thực hiện các nghĩa vụ thanh toán quốc tế về nhập khẩu khí LNG cho các nhà máy; các đảm bảo nghĩa vụ thanh toán thay cho EVN trong trường hợp EVN không thực hiện được cam kết thanh toán theo quy định trong PPA; nghĩa vụ tiếp nhận điện hoặc trả tiền (Take or Pay) trong PPA; cơ chế chuyển giá (pass through) từ giá khí LNG sang giá bán điện trong PPA… là những khúc mắc chưa có lời giải cuối.
Bởi vậy, để có 22.800 MW điện khí LNG như Quy hoạch Điện VIII đặt ra vào năm 2030, còn nhiều thách thức cần giải quyết.
