Ra Biển Đông đón nguồn điện vô tận: Sóng gió khó lường

Bộ Công Thương: Cắt giảm điện mặt trời, điện gió là tình huống bắt buộc

Tập trung gỡ khó cho các dự án điện gió

Triển khai hợp tác chiến lược các dự án điện gió tại Việt Nam và dự án Kosy Bạc Liêu

Hà Tĩnh cấp 4.134ha đất liền cho Phước Trung khảo sát dự án điện gió 4.900 tỷ

Bộ Công Thương đề xuất kéo dài giá FIT điện gió đến hết năm 2023

Bao năm trôi qua, vẫn dừng ở mức nghiên cứu

Gần 3 năm trôi qua kể từ khi Quyết định 39 ngày 10/9/2018 của Thủ tướng Chính phủ về giá điện gió được ban hành, trong đó điện gió ngoài khơi có giá bán hơn 2.223 đồng/kWh (tương đương 9,8 cent/kWh), vẫn chưa có một dự án điện gió ngoài khơi nào khởi công.

Nhiều nhà đầu tư, trong đó có các nhà đầu tư nước ngoài, đã khảo sát, nghiên cứu về điện gió ngoài khơi. Mức giá hơn 2.200 đồng/kWh, với họ, là “chấp nhận được”. Thế nhưng, 3 năm vẫn là quãng thời gian ngắn ngủi để những dự án này có thể triển khai trong thực tế.

Chỉ hơn 2 tháng nữa, mức giá ưu đãi này sẽ kết thúc. Nhiều nhà đầu tư điện gió ngoài khơi đang nín thở chờ động thái tiếp theo từ Bộ Công Thương và Chính phủ. Liệu giá FIT (biểu giá điện hỗ trợ) cho điện gió ngoài khơi có tiếp tục được áp dụng, hay chuyển ngay sang giai đoạn đấu thầu như kế hoạch?

Đại diện các nhà đầu tư, bà Liming Qiao, Giám đốc khu vực châu Á của Hội đồng năng lượng gió toàn cầu (GWEC), mong muốn Bộ Công Thương, Chính phủ cho phép các dự án điện gió ngoài khơi công suất 4.000-5.000 MW được hỗ trợ thông qua giá FIT, thay vì chỉ ở mức 2.000-3.000 MW đến năm 2030 như tại dự thảo quy hoạch điện 8.

Nghiên cứu của GWEC cho thấy, áp dụng giá FIT hay đấu thầu ngay là lựa chọn của mỗi quốc gia. Ở Đài Loan, Hà Lan cũng áp dụng đấu thầu sau giai đoạn áp dụng giá FIT cho điện gió ngoài khơi.

Trong khi đó, thị trường Pháp vẫn còn mới trong phát triển điện gió ngoài khơi đã áp dụng đấu thầu cạnh tranh từ đầu.

Ở Việt Nam, cơ chế giá FIT cũng áp dụng cho điện gió ngoài khơi, nhưng thực tế như đã nêu ở trên, 3 năm là không đủ cho một dự án. Bởi lẽ, theo các chuyên gia, một dự án điện gió ngoài khơi muốn có tính kinh tế thì quy mô phải 400-500 MW/dự án, với mức vốn đầu tư tầm 800 triệu-1 tỷ USD trở lên. Thời gian triển khai mất khoảng 5-7 năm, từ lúc bắt đầu phát triển đến khi vận hành.

Những nhà đầu tư nước ngoài này lo ngại rằng, nếu tiến hành đấu thầu ngay, Việt Nam có thể gặp những trở ngại như Pháp đã trải qua. Điện gió ngoài khơi là lĩnh vực cũng rất mới mẻ ở Việt Nam, chuỗi cung ứng ở trong nước cũng vô cùng hạn chế.

Những thách thức khó lường

Lúc này, việc áp dụng giá FIT hay đấu thầu vẫn chưa rõ. Một “chính sách rõ ràng” là điều nhiều nhà đầu tư đang “ngóng”. Đại diện Mainstream cho biết họ đã sẵn sàng khởi công giai đoạn 1 dự án điện gió Phú Cường (Sóc Trăng) 1.400MW khi có chính sách rõ ràng từ Chính phủ.

Các nhà đầu tư cho rằng, sau khi kết thúc cơ chế giá FIT vào tháng 11, Việt Nam cần một cơ chế tạo đà mới. Việt Nam nên tiếp tục có hỗ trợ FIT cho 4-5 GW đầu tiên, đảm bảo tính ổn định của thị trường trong giai đoạn chuyển đổi sang cơ chế đấu thầu. Bởi các dự án đầu tiên đều rất rủi ro nên cần có sự ủng hộ về mặt chính sách.

Tuy nhiên, dù đấu thầu hay giá FIT, điện gió ngoài khơi sẽ phải đối mặt nhiều thách thức. Trong đó, huy động vốn là vấn đề do các dự án này cần nguồn tiền đầu tư lớn. Vì vậy, để tiếp cận được nguồn vốn quốc tế là rất quan trọng, đòi hỏi chính sách phải rõ ràng, ổn định và có tính dự báo.

Ngoài ra, liệu các nhà đầu tư nước ngoài có chấp nhận chịu cắt giảm sản lượng khi tình trạng thừa điện cục bộ ở một số thời điểm như đang xảy ra với các dự án điện mặt trời, điện gió trên bờ hay không?

Gửi câu hỏi này đến một số nhà đầu tư nước ngoài, hầu như tất cả đều bày tỏ sự e ngại.

Đại diện một nhà đầu tư chia sẻ: Việc cắt giảm sản lượng sẽ khó cho nhà đầu tư khi huy động vốn, vì nó tạo ra yếu tố khó đoán định về mặt doanh thu. Đa phần điện gió ngoài khơi đều phải huy động vốn, nên phải thông qua được quá trình thẩm định khắt khe của ngân hàng cũng như các công ty bảo hiểm trước khi ký hợp đồng.

Ông Bernard Casey, Giám đốc phát triển Công ty Mainstream Việt Nam, thừa nhận, một trong những rủi ro lớn với các nhà đầu tư là việc cắt giảm công suất. Trong giai đoạn phát triển, các đơn vị tài chính sẽ cử chuyên gia xuống thẩm định dự án, tính rủi ro, dự đoán dòng tiền. Nếu dự án có tính rủi ro quá cao thì không thể huy động vốn được từ các đơn vị tài chính.

Nhà đầu tư này cũng cho rằng, chỉ có thể chấp nhận cắt giảm công suất trong khoảng thời gian ngắn và có cam kết rõ ràng.

“Đôi khi, nhà đầu tư có thể tính toán và chấp nhận chuyện cắt giảm công suất trong thời gian nâng cấp hệ thống truyền tải. Nhưng họ cần cơ sở xác đáng để chấp nhận việc đó chứ không thể nâng cấp liên tục rồi cắt gì thì cắt vì không thể dự báo được tài chính của dự án. Rủi ro này nhà đầu tư phải chịu, cho nên nhà đầu tư sẽ phải cân nhắc rất kỹ nếu như có chuyện cắt giảm công suất như thế", ông Bernard Casey chia sẻ.

Ông Sean Huang, Giám đốc Phát triển Copenhagen Offshore Partner (COP), đơn vị đang tham gia dự án điện gió ngoài khơi La Gàn, bày tỏ: Khi ký hợp đồng mua bán điện (PPA), đã phải định được luôn cắt giảm công suất bao nhiêu, bao gồm cả lượng cắt giảm dự tính cho trường hợp bất khả kháng.

Nhưng tỷ lệ cắt giảm này thường là nhỏ. Nếu việc cắt giảm công suất không nhỏ, cần tính đến các biện pháp khác để bảo vệ nhà đầu tư, như bồi thường. Ở Đài Loan, nếu cắt giảm nhiều họ sẽ kéo dài thời hạn của PPA ra để bù cho thời gian bị cắt giảm.