Khơi thông dòng vốn cho nguồn điện mới

Điểm nghẽn nằm ở khả năng thu xếp vốn

Quy hoạch điện VIII điều chỉnh đã xác định rõ lộ trình phát triển các nguồn điện mới như LNG, điện gió ngoài khơi và năng lượng tái tạo nhằm đáp ứng nhu cầu tăng trưởng kinh tế trong giai đoạn mới. Nhà đầu tư trong và ngoài nước cũng đã bày tỏ sự quan tâm mạnh mẽ đối với lĩnh vực này.

Thế nhưng, từ quy hoạch đến quyết định đầu tư cuối cùng (FID) vẫn là một khoảng cách rất xa. Nguyên nhân không còn nằm ở việc thiếu nhà đầu tư, mà ở khả năng thu xếp vốn.

Trong lĩnh vực điện, một dự án chỉ có thể khởi công khi hoàn tất các thỏa thuận tín dụng với ngân hàng. Muốn làm được điều đó, chủ đầu tư phải chứng minh dự án có dòng tiền đủ ổn định để trả nợ trong suốt vòng đời khoản vay, thường kéo dài 15-20 năm.

Nói cách khác, nhà máy điện không chỉ được xây dựng bằng quy hoạch hay giấy phép đầu tư, mà còn bằng niềm tin của các tổ chức tín dụng đối với dòng tiền tương lai của dự án. Đó là lý do nhiều chuyên gia cho rằng “điểm nghẽn” lớn nhất hiện nay không chỉ nằm ở giá điện, mà ở việc dự án có đủ điều kiện để thu xếp vốn (đạt tiêu chuẩn “bankable”).

Giá điện phải phản ánh đúng rủi ro đầu tư

Nhiều ý kiến cho rằng giá điện của Việt Nam còn thấp nên chưa hấp dẫn nhà đầu tư. Tuy nhiên, vấn đề cốt lõi không ở mức giá cao hay thấp, mà ở cơ chế giá hiện nay chưa phản ánh đầy đủ chi phí và rủi ro của các nguồn điện mới.

Điện LNG phải nhập khẩu nhiên liệu, chịu tác động của giá LNG thế giới, tỷ giá, lãi suất và chi phí logistics; điện gió ngoài khơi lại có suất đầu tư rất lớn, thời gian thu hồi vốn kéo dài tới 20-25 năm. Trong khi đó, cơ chế điều độ hiện nay ưu tiên huy động các nguồn điện có chi phí thấp để tối ưu chi phí của toàn hệ thống. Điều này tạo ra nghịch lý: cơ chế giá được thiết kế để tối ưu chi phí vận hành, trong khi các dự án LNG và năng lượng tái tạo lại cần một cơ chế đủ ổn định để bảo đảm dòng tiền đầu tư.

Chỉ khi “điểm nghẽn” về cơ chế được tháo gỡ, dòng vốn mới thực sự chảy vào các nguồn điện mới (ảnh minh họa)

Hệ quả là nhà máy LNG có chi phí phát điện cao nên sản lượng huy động thấp hơn phương án tài chính. Doanh thu giảm nhưng chi phí khấu hao, lãi vay và vận hành gần như không đổi, khiến áp lực tài chính ngày càng lớn.

Dự án Nhà máy Điện LNG Nhơn Trạch 3 và 4 do Tổng công ty Điện lực Dầu khí Việt Nam (PV Power) đầu tư là minh chứng rõ nét. Là dự án điện LNG đầu tiên của Việt Nam, Nhơn Trạch 3 và 4 được kỳ vọng mở đường cho quá trình chuyển dịch năng lượng. Tuy nhiên, quá trình đàm phán hợp đồng mua bán điện (PPA), xác định sản lượng điện hợp đồng (Qc) và hoàn thiện các cơ chế tài chính kéo dài. Khi đi vào vận hành thương mại, dự án tiếp tục đối mặt với khó khăn do giá thành phát điện cao, khiến sản lượng huy động thấp hơn kỳ vọng.

Điều đáng lo không chỉ là hiệu quả của một dự án, mà còn là tín hiệu gửi tới thị trường. Nếu ngay cả dự án điện LNG đầu tiên cũng gặp khó khăn trong việc bảo đảm dòng tiền, các tổ chức tín dụng sẽ thận trọng hơn khi đánh giá khả năng thu xếp vốn cho những dự án LNG tiếp theo.

PPA đạt “bankable” - Chìa khóa mở dòng vốn

Trong tài chính dự án, PPA không đơn thuần là văn bản mua - bán điện mà được xem là “tài sản tài chính” quan trọng nhất. Các ngân hàng căn cứ vào hợp đồng này để đánh giá khả năng tạo dòng tiền và trả nợ của dự án. PPA đủ ổn định sẽ giúp dự án đạt tính bankable.

Đây cũng là lý do các nhà đầu tư quốc tế nhiều lần kiến nghị Việt Nam hoàn thiện PPA theo thông lệ quốc tế, không chỉ về cơ chế giá mà còn ở các điều khoản thanh toán, chấm dứt hợp đồng, phân chia rủi ro và bảo vệ quyền lợi của bên cho vay.

Trong PPA, một nội dung được các nhà đầu tư đặc biệt quan tâm là Qc - mức sản lượng điện được quy định để làm cơ sở tính toán thanh toán một phần chi phí cố định của nhà máy, qua đó góp phần ổn định dòng tiền.

Theo cơ chế hiện hành, các dự án LNG được bảo đảm Qc khoảng 65% trong thời gian trả nợ nhưng không quá 10 năm. Hiện Bộ Công Thương đề xuất nâng lên 75% và kéo dài thời gian áp dụng lên 15 năm nhằm cải thiện khả năng thu xếp vốn. Tuy nhiên, nhiều nhà đầu tư cho rằng mức này vẫn chưa đủ, bởi các dự án LNG thường vay vốn trong khoảng 20 năm với tỷ lệ vốn vay lên tới 70-80%. Các nhà đầu tư đề xuất nâng Qc lên 90-95% để bảo đảm dòng tiền, trong khi cơ quan quản lý lo ngại việc nâng Qc quá cao sẽ làm tăng nghĩa vụ thanh toán của bên mua điện và tạo áp lực lên giá điện. Vì vậy, tranh luận hiện nay thực chất là tìm điểm cân bằng trong phân chia rủi ro giữa Nhà nước, doanh nghiệp và người tiêu dùng.

Đổi “luật chơi” để thu hút đầu tư

Kinh nghiệm của Indonesia và Thái Lan cho thấy điểm chung là khả năng huy động vốn cho các dự án điện không chỉ phụ thuộc vào mức giá điện, mà còn ở việc xây dựng được các PPA có tính ổn định và khả năng dự báo cao. Tại Indonesia, PPA được thiết kế theo hướng nâng cao tính “bankable” của dự án thông qua việc kéo dài thời hạn hợp đồng, hoàn thiện cơ chế điều chỉnh giá và phân bổ rủi ro. Trong khi đó, tại Thái Lan, nhiều dự án điện được triển khai trên cơ sở các PPA dài hạn 20-25 năm với cơ chế thanh toán tương đối ổn định, tạo cơ sở để các tổ chức tín dụng đánh giá dòng tiền và tài trợ vốn. Đây cũng là hướng mà Luật Điện lực (sửa đổi) cần tiếp cận.

Chuyên gia năng lượng Hà Đăng Sơn - Chủ tịch Trung tâm Nghiên cứu Năng lượng và Tăng trưởng xanh (CEGR)

Trao đổi với phóng viên Tạp chí Năng lượng Mới/PetroTimes về vấn đề này, Chuyên gia năng lượng Hà Đăng Sơn, Chủ tịch Trung tâm Nghiên cứu Năng lượng và Tăng trưởng xanh (CEGR) cho rằng, điều doanh nghiệp cần nhất không phải là ưu đãi ngắn hạn mà là một cơ chế minh bạch, ổn định và có thể dự báo trong suốt vòng đời dự án.

Theo ông, Luật Điện lực (sửa đổi) cần hướng tới hoàn thiện PPA theo tiêu chuẩn “bankable”, đồng thời thiết lập một “luật chơi” mới, trong đó cơ chế giá phản ánh đúng chi phí của từng loại hình nguồn điện, rủi ro được phân bổ hợp lý giữa Nhà nước, bên mua điện và nhà đầu tư, qua đó tạo niềm tin cho các tổ chức tín dụng khi thu xếp vốn cho dự án.

“Trong bối cảnh nhu cầu điện dự báo tiếp tục tăng mạnh những năm tới, việc hoàn thiện Luật Điện lực không chỉ nhằm hoàn thiện khung pháp lý cho thị trường điện, mà còn phải tạo dựng niềm tin cho các nhà đầu tư và tổ chức tín dụng. Chỉ khi “điểm nghẽn” về cơ chế được tháo gỡ, dòng vốn mới thực sự chảy vào các nguồn điện mới, góp phần hiện thực hóa Quy hoạch điện VIII điều chỉnh và bảo đảm an ninh năng lượng quốc gia”, ông Hà Đăng Sơn nhấn mạnh.

Sửa Luật Điện lực: Cần cơ chế đột phá cho LNG, điện gió ngoài khơi

“Đánh thức” tiềm năng cho hệ sinh thái năng lượng mới

Hành lang pháp lý kiến tạo ngành công nghiệp năng lượng biển

Cần một chương riêng cho điện gió ngoài khơi

Mạnh Tưởng