ESP

Chương trình Hỗ trợ Năng lượng GIZ

Phát triển điện gió, cần cố gắng đảm bảo an toàn cho đầu tư

Chia sẻ
In

Bài viết của ông Henri Wasnick, một nhà kinh tế người Đức chuyên về Năng lượng tái tạo tại Việt Nam. Ông là một chuyên gia và cố vấn cấp cao tại Trung tâm Năng lượng tái tạo thuộc Viện Năng lượng Việt Nam, Hà Nội.

Việt Nam là thành viên của WTO (Tổ chức Thương mại Thế giới) và Hiệp hội các quốc gia Đông Nam Á (ASEAN). Là quốc gia có thu nhập trung bình thấp, Việt Nam đang tập trung để trở thành một nước công nghiệp. Sự chuyển đổi này tác động mạnh mẽ lên mục tiêu thế năng lượng.

An ninh năng lượng đóng vai trò đặc biệt quan trọng trong quá trình chuyển đổi này. Mặt một, sản xuất năng lượng phải đáp ứng được những nhu cầu ngày càng tăng. Mặt khác, hệ thống lưới truyền tải phải được mở rộng vào đúng không gian và thời gian. Đặc biệt, ngành công nghiệp và xây dựng phát triển nhanh chóng như vận đầu tư nước ngoài, rất khó để Việt Nam có thể tự mình vận hành khối lượng đầu tư trong lĩnh vực này. Việt Nam cũng là một trung tâm sản xuất hàng hóa nhiều tiềm năng trên thế giới. Để tiếp tục phát huy lợi thế về mặt địa lý, hệ thống năng lượng quốc gia cần đảm bảo được nguồn cung nhằm hạn chế tình trạng ngừng sản xuất do mất điện.

Ngành công nghiệp gồm các đơn vị tiêu thụ điện trộng điểm, các cơ sở của họ cần đảm bảo an ninh năng lượng, ví dụ như các dây chuyền sản xuất. Nhu cầu năng lượng đã tăng nhanh chóng trong những năm qua, trung bình khoảng 12%/năm. Xu thế đang tiếp diễn này đặt ra nhiều thách thức cho phía sản xuất và hệ thống truyền tải điện. Số liệu thống kê cho thấy mục tiêu thế năng lượng theo ngành năm 2017 đối với công nghiệp và xây dựng là 53,2%; nông, lâm, nghề nghiệp 1,4%; các hộ gia đình 16%; giao thông vận tải 23%; tiêu thụ phi năng lượng (tiêu thụ không phát thải CO2) 1%; thương mại và các dịch vụ khác 4,8%. Tỷ lệ tiếp cận điện ở Việt Nam đạt khoảng 99%.

Điện gió ở Việt Nam trong cơ cấu sản xuất năng lượng: Theo Quy hoạch Điện (QHĐ) 7 điều chỉnh, Việt Nam đặt mục tiêu nâng công suất điện gió lên 800 MW vào năm 2020 và khoảng 6.000 MW vào năm 2030. Điều này có nghĩa là sản lượng điện gió sẽ đạt 2,1% tổng sản lượng điện của Việt Nam năm 2030. Than đá dự kiến chiếm tỷ trọng cao nhất trong cơ cấu năng lượng năm 2030 với 56%. Tuy nhiên, nhược điểm của than đá là sự phụ thuộc vào nhập khẩu từ nước ngoài, cũng như các bất lợi liên quan tới vấn đề vốn vay và tài chính.

Cho đến nay, Việt Nam có khoảng 77 dự án điện gió hiện đang trong giai đoạn lên ý tưởng với tổng công suất 10.300 MW. Một trong số các dự án điện gió ngoài khơi lớn là dự án Kê Gà của Enterprise Energy với công suất 3.400 MW. 60 dự án với công suất 4.600 MW đã được phê duyệt. 11 dự án với công suất khoảng 630 MW đang chuẩn bị tiến đến giai đoạn thi công. 9 dự án với công suất 275 MW đã được đưa vào hoạt động. Việc lập QHĐ8 sẽ sớm được thực hiện. Những bảng hỏi đầu tiên đang được xây dựng.

Thị trường điện gió có nhiều chính sách khích lệ cho các công ty trong ngành, như giảm thuế doanh nghiệp, giảm thuế nhập khẩu, tăng tỷ lệ khấu hao cũng như các ưu đãi cho thuê đất và hỗ trợ giải phóng mặt bằng. Chính phủ đã cam kết tiếp tục phát triển cơ sở hạ tầng bản cứng và giao thông.

Giá mua điện (giá FIT) là 8,5 UScent/kWh cho các dự án gió trên đất liền và 9,8 UScent/kWh cho các dự án gió ngoài khơi, được quy định trong Quyết định số 39 với tỷ giá quy đổi là 1 USD = 22.683 VNĐ. Quyết định số 39 nêu rõ giá FIT phụ thuộc vào biến động của tỷ giá quy đổi vào ngày thanh toán. Để được hưởng giá FIT hiện tại, các dự án cần phải có ngày vận hành thương mại (Commercial Operation Date) trước ngày 1/11/2021.

Cơ chế hỗ trợ cho điện gió vẫn ‘bỏ ngỏ’

Mức FIT hay cơ chế hỗ trợ cho điện gió sau 01/11/2021 vẫn còn bế người. Có thể có các phương án khác nhau, ví dụ như gia hạn giá FIT hiện tại, thiết lập cơ chế đấu giá hay trả giá thông qua đấu thầu, giá FIT khác nhau tùy theo khu vực gió, v.v.

Trên thực tế, nhiều dự án điện gió đang bị “chôn chân” và tính đến hiện tại, không có dự án quy mô lớn trong giai đoạn vận hành tồn tại ở Việt Nam. Có thể sớm có thảo luận về cơ chế giá nào tiếp theo sẽ mang lại hiệu quả cao nhất. Tuy nhiên, để đạt được cơ chế giá hiệu quả, chúng ta cần một kết quả rõ ràng và có định lượng, dựa trên cơ chế giá FIT đầu tiên. Nếu không, chúng ta sẽ có ít cơ hội để mở rộng quy mô điện gió trong khi nguồn đầu tư lại thu hẹp.

Điều đó khiến cho các nhà phát triển, nhà đầu tư và người cho vay đưa ra rất nhiều dự đoán. Có một số lý do chính cho việc này. Thứ nhất, đến cuối tháng 6 năm nay (2019), Việt Nam đã lắp đặt 4.460 MW điện mặt trời mặt đất. Cho đến thời điểm hiện tại, đã có những kết quả khả quan về mặt kinh tế cũng như thành công đáng khích lệ về việc phát triển, cấu trúc tài chính, lắp đặt và nối lưới. Thứ hai, các dự án năng lượng tái tạo đòi hỏi các cơ chế hoạt động tốt, có hệ thống đạt được mục tiêu trong cơ cấu năng lượng, nhằm đáp ứng nhu cầu năng lượng. Hệ thống lưới truyền tải và công suất lưới điện yếu là một khó khăn chính và là nguyên nhân khiến mục tiêu này không đạt được.

“Tình trạng tạm thời” này kéo dài bao lâu phụ thuộc vào tốc độ mở rộng lưới truyền tải. Việc xây dựng trái đất và thiếu kiểm soát các dự án điện mặt trời ngay trước khi giá FIT điện mặt trời hết hiệu lực vào tháng 6 năm nay là nguyên nhân chủ yếu dẫn đến việc sa thải lượng lớn vào giờ cao điểm. Vì nguy cơ cắt giảm công suất phát điện và các thiệt hại chi trả này không được Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) đền bù theo Hợp đồng mua bán điện hiện tại nên chủ dự án sẽ phải chịu trách nhiệm với những khoản phát sinh ngoài dự kiến, không được tính đến khi vay vốn không. Điều này có thể dẫn đến tình trạng chậm tiến độ trong chi trả nợ (cả lãi lớn gốc). Chủ dự án phải đối mặt với trường hợp xấu nhất là tái cơ cấu tài chính hoặc một khả năng thanh toán. Điều này có thể ảnh hưởng đến các dự án đang hoạt động và đồng thời giải thích một khía cạnh là tại sao rất nhiều dự án đã được bổ sung quy hoạch nhưng lại chưa được xây dựng. Một khía cạnh khác ngoài nguy cơ cắt giảm công suất và rủi ro từ Hợp đồng mua bán điện là áp lực thời gian trong quá trình thực hiện dự án, vì giá FIT chỉ được áp dụng với các dự án có ngày vận hành trước 01/11/2021.

Để nghiên cứu toàn diện về vấn đề này, Tổ chức Hợp tác Phát triển Đức GIZ và Viện Năng lượng trong khuôn khổ Dự án Hỗ trợ ngành năng lượng Việt Nam – EU (EVEF) đã tiến hành các nghiên cứu về lưới điện tại 22 tỉnh thành. Đây là một phân tích về trào lưu công suất để đảm bảo việc vận hành lâu dài. Theo kế hoạch, các kết quả sẽ được trình bày với Cục Điện lực và Năng lượng Tái tạo (EREA) vào cuối quý II năm 2020.

Một dự án năng lượng tái tạo cần: tất cả các giấy phép liên quan, được hòa lợi – điều này phụ thuộc vào công suất lưới, tuabin điện gió và khả năng mang lại lợi nhuận về tài chính. Các ngân hàng sẽ cân nhắc những rủi ro của dự án. Trung bình, một dự án gió trên bờ sẽ được vay vốn trong vòng khoảng từ 12 đến 15 năm. Các ngân hàng quốc tế có khả năng cấp vốn cho các dự án này sẽ đánh giá nguy cơ của dự án không đạt được ngày vận hành trước 01/11/2021. Ngoài ra, họ sẽ đánh giá rủi ro cắt giảm công suất phát của dự án. Các nghiên cứu về việc cắt giảm công suất phát, giống như những nghiên cứu do Viện Năng lượng Việt Nam thực hiện, là điều bắt buộc đối với các ngân hàng hay tổ chức tài chính quốc tế. Hiện tại, Việt Nam có 60 dự án điện gió với công suất 4.600 MW đã được phê duyệt – điều này đặt ra câu hỏi cần phải làm gì với các dự án đạt được ngày vận hành trước 01/11/2021.

Tóm lại, rủi ro của Hợp đồng mua bán điện là các dự án đang hoạt động có thể phải đối mặt với việc cắt giảm công suất phát. Đối với rủi ro hợp thức, EVN sẽ không bù phần thiệt hại. Chủ dự án phải chịu rủi ro truyền tải. Thông qua Hợp đồng mua bán điện, EVN không phải chấp nhận mạo hiểm. Một rủi ro khác là EVN có quyền đình chỉ hoặc bỏ Hợp đồng mua bán điện trong trường hợp dự án không thể cung cấp điện vì lý do bất khả kháng. Đồng thời, cơ chế quy đổi USD sang VNĐ và sự biến động tỷ giá quy đổi cũng tiềm ẩn nhiều nguy cơ. Tỷ giá hối đoái được dùng là tỷ giá vào ngày thanh toán, và thanh toán được bằng VNĐ.

Để trả lời câu hỏi về rủi ro của Hợp đồng mua bán điện, chúng ta cần xem xét “rủi ro với ai?” và “rủi ro so với những gì?”. Xét theo định nghĩa “rủi ro” của các nước phương Tây, Hợp đồng mua bán điện của Việt Nam tiềm ẩn nhiều vấn đề hơn so với hợp đồng mua bán điện của các quốc gia khác. Tuy nhiên, đối với cách nhìn của các nước phương Đông, Hợp đồng mua bán điện của Việt Nam có một vài lỗ hổng. Mặc dù vậy, các điểm yếu trong Hợp đồng mua bán điện của Việt Nam cũng tương tự như các nước châu Á khác. Và mặc dù những vấn đề đó chưa được giải quyết vẫn có nhiều nhà máy điện gió đang được xây dựng.

Một vấn đề khác là số lượng công nhân lành nghề sẽ đảm bảo sự ổn định của một dự án điện gió ở Việt Nam, cũng như tầm quan trọng của việc đảm bảo các tuabin điện gió có tính sẵn sàng cao. Chính sách này được đề xuất từ một sáng kiến của Chương trình Đào tạo Nghề của GIZ (TVET), với mục đích phát triển quan hệ đối tác với khu vực tư nhân nhằm thành lập một trung tâm đào tạo nghề đầu tiên và chuyên sâu ở Ninh Thuận.

Do nguồn tài chính trong nước hạn hẹp nên Việt Nam cho phép đầu tư tới 100% từ vốn sở hữu nước ngoài, đầu tư nước ngoài, liên doanh cũng như phát triển đối tác công tư. Đồng thời, còn có các hình thức ưu đãi thuế khác nhau.

Do nguồn tài chính trong nước hạn chế, Việt Nam cho phép đầu tư tới 100% từ vốn sở hữu nước ngoài, đầu tư nước ngoài, liên doanh cũng như phát triển đối tác công tư. Đồng thời, còn có các hình thức ưu đãi thuế khác nhau.

Các nhà phát triển điện gió ở Việt Nam đang gặp một số vấn đề về vốn đầu tư, mặc dù các dự án của họ đã được bổ sung vào quy hoạch. Dự án điện gió với công suất 4.600 MW đã được phê duyệt nhưng vẫn chưa được xây dựng, trong khi thời hạn ngày vận hành thương mại để hưởng mức giá FIT hiện nay đang đến gần. Trong vòng 2 năm, các dự án chỉ có thời gian hạn chế để tìm kiếm các nhà đầu tư, chứng minh khả năng sinh lời và phải mua tuabin gió. Không có đủ thời gian để hoàn thiện tất cả các công việc này!

Thực tế cho thấy hiện chỉ có chưa đến mười dự án điện gió đang hoạt động và vẫn chưa đạt được hiệu quả kinh tế cũng như hiệu ứng phát triển theo quy mô lớn. Chính vì vậy, khuyến nghị chính sách là tăng tính an toàn cho đầu tư, cụ thể: tiếp tục áp dụng giá FIT hiện tại thêm 3 năm nữa, giảm thiểu tối đa rủi ro cắt giảm công suất phát điện bằng cách đẩy nhanh việc mở rộng hệ thống truyền tải ở các cấp điện áp 110 kV và 220 kV tại các tỉnh liên quan, khắc phục các lỗ hổng trong Hợp đồng mua bán điện để thu hút vốn đầu tư nước ngoài bằng cách cung cấp các tiêu chuẩn Hợp đồng mua bán điện quốc tế.

Khuyến nghị với Chính phủ

Theo thông lệ, Viện Năng lượng Việt Nam sẽ chịu trách nhiệm việc thiết kế để xây dựng QH8. Các câu hỏi liên quan đến điện gió ngoài khơi cũng đã được đưa ra.

Tại một cuộc họp của Nhóm Đối tác Năng lượng Việt Nam (VEPG), Ngân hàng Thế giới đã công bố báo cáo về tiềm năng kỹ thuật điện gió ngoài khơi của 8 quốc gia, trong đó có Việt Nam. Ngân hàng Thế giới phân loại tiềm năng kỹ thuật đối với công nghệ điện gió có trụ mốc cố định ở mức 261 GW và 214 GW đối với công nghệ điện gió nổi. Dựa theo Nghiên cứu Phân vùng Tài nguyên Năng lượng Gió ngoài khơi ở biển Việt Nam (từ Viện Biển và Quần đảo Việt Nam, Bộ Tài nguyên và Môi trường, Trung tâm Khoa học tính toán, Đại học Tsukuba, Viện Công nghệ Georgia, Atlanta, GA, Hoa Kỳ, Trung tâm Hàng hải và Năng lượng Tái tạo MaREI, ER), khu vực hấp dẫn nhất là khu vực ven biển của tỉnh Bình Thuận – Cà Mau với một độ năng lượng gần 1.000 W/m2. Các trang trại gió đã được triển khai xây dựng ở khu vực này với tổng công suất 1 GW và dự kiến đạt 9 GW vào năm 2030. Theo nghiên cứu, vùng biển Việt Nam có tiềm năng rất lớn về tài nguyên năng lượng gió: ở vùng nước sâu từ 0 đến 30m với diện tích 111.000 km2 có công suất tiềm năng lên đến 64.000 GW; và ở vùng nước sâu từ 30 đến 60m với diện tích 142.000 km2 có công suất tiềm năng có thể đạt đến 106.000 GW. Hiện tại chưa có công bố dữ liệu đo gió ngoài khơi, nhưng một số dự án đã bắt đầu thực hiện việc đo đặc của riêng mình.

Cần tiến hành thêm một số nghiên cứu khác để đánh giá tình trạng quá tải của hệ thống truyền tải cũng như rủi ro liên quan đến bão. Các câu hỏi liên quan đến Luật Biển với Trung Quốc cũng là một vấn đề. Sự phức tạp của gió ngoài khơi đồng nghĩa với việc quản lý các rủi ro phát sinh như điều kiện thời tiết khắc nghiệt, rủi ro công nghệ, quyết định chính sách, rủi ro về chuỗi cung ứng, tính khả dụng và trọng tải của tàu vận tải, và giá điện. Do đó cần phải áp dụng cơ chế và chiến lược theo tiêu chuẩn quốc tế.

Mức giá hiện tại là 9,8 UScents/kWh có thể được coi là ổn cho một số dự án, nhưng cần phải thực hiện một số thử nghiệm cho các dự án ở xa bờ, ở độ sâu nước sâu hơn và kết nối lưới dài hạn. Nói về giá FIT, trên thực tế, một dự án muốn thực hiện nhanh cần từ 7 đến 9 năm ở các nước có môi trường tiêu chuẩn quốc tế – khuyến nghị xây dựng kế hoạch giá FIT cố định cho đến năm vận hành 2030. Nguồn tài chính quốc tế hoàn toàn có sẵn, nếu chính phủ áp dụng chính sách gió ngoài khơi và chấp nhận các quy trình, điều khoản và tiêu chuẩn quốc tế về đầu tư trực tiếp nước ngoài xung quanh các khoản đầu tư đó.

Khuyến nghị với chính phủ: Cần có các cơ chế chính sách và chiến lược phù hợp để phát triển điện gió ngoài khơi. Bộ Công Thương cần công bố các quy hoạch điện gió ngoài khơi chính thức; nên tiến hành Nghiên cứu tiền khả thi để tiếp cận tiềm năng và cơ hội cũng như các hướng dẫn về giá FIT và Hợp đồng mua bán điện; dữ liệu tài nguyên gió cần phải có sẵn; triển khai nghiên cứu lưới truyền tải và nghiên cứu địa kỹ thuật; có cơ chế đấu thầu chính phủ để đảm bảo cạnh tranh quốc tế và thiết lập quy định minh bạch. Để đảm bảo niềm tin của nhà đầu tư vào Việt Nam, đặc biệt là điện gió ngoài khơi là một vấn đề phức tạp hơn, cần phải có Hợp đồng mua bán điện ngoài khơi riêng biệt để đảm bảo khả năng sinh lời. Chính phủ có thể giảm bớt gánh nặng rủi ro thông qua việc xây dựng các điều kiện ổn định, bao gồm Hợp đồng mua bán điện có thể giao dịch được, phân tích lợi ích (hạn chế rủi ro sa thải lỏng), dữ liệu tài nguyên gió, dữ liệu công nghệ địa lý và dữ liệu của nhà cung cấp. Chính phủ cần phân công các cơ quan liên quan và đảm bảo sự minh bạch trong quá trình nộp hồ sơ.

Việc mở rộng phát triển điện gió sẽ giảm tỷ lệ phụ thuộc vào than và nhập khẩu than, đồng thời đáp ứng nhu cầu năng lượng ngày càng tăng. Ngoài ra, cần tăng thêm tỷ lệ năng lượng tái tạo trong cấu trúc năng lượng. Việc mở rộng lợi ích điện cũng phải được kiểm soát tương tự như việc mở rộng các nguồn sản xuất năng lượng mới. Xây dựng hợp lý hệ thống điện truyền tải là rất quan trọng đối với các dự án hiện đang được phê duyệt và niềm tin của nhà đầu tư vào các dự án trong tương lai. Với mục tiêu nghiêm túc xây dựng hầu hết các dự án đã được phê duyệt, Hợp đồng mua bán điện cũng cần được cải thiện.

Hơn nữa, nên gia hạn thời gian áp dụng giá FIT và thời hạn cho giá FIT điện gió ngoài khơi cần phải được kéo dài hơn. Đối với các dự án điện gió ngoài khơi, cần thực hiện các nghiên cứu khả thi để đánh giá tiềm năng của các điểm, cũng như xây dựng một bộ quy tắc thống nhất quy trình lập quy hoạch và đầu tư. Cần hiểu theo hướng chính trị rằng năng lượng gió, đặc biệt là năng lượng gió ngoài khơi, là các giải pháp có hệ thống và phức tạp. Điều này có thể là con đường ổn định lâu dài nếu luật quy hoạch và đầu tư có thể loại bỏ những vướng mắc và tính phức tạp của dự án, và nếu nhà làm luật xây dựng được khung kế hoạch và khung tài chính quốc tế ổn định.

Tin tức liên quan

Tin tức

mới nhất