Cần 20 tỷ USD đầu tư điện khí: Rào cản chính sách làm tắc dòng vốn

Khi biến đổi khí hậu ảnh hưởng rõ nét tới môi trường sống trên trái đất thì nguồn phát thải ô nhiễm đã được chú ý giảm thiểu, việc sử dụng nhiên liệu hóa thạch truyền thống (than đá, dầu thô) ngày một hạn chế. Việc đưa vào sử dụng, phát triển LNG tại Việt Nam đã và đang mang lại nhiều cơ hội cho ngành năng lượng, song thực tế còn nhiều khó khăn, trong đó phải kể đến vấn đề nguồn vốn.

Cần những chủ đầu tư có nguồn vốn lớn

Theo Quy hoạch điện VIII, đến năm 2030, điện khí LNG sẽ đạt 37.330 MW, tương ứng 24,8% tổng công suất toàn hệ thống phát điện, chiếm tỷ trọng lớn nhất trong cơ cấu nguồn điện (trong đó nhiệt điện khí trong nước là 14.930 MW chiếm 9,9% và nhiệt điện LNG là 22.400 MW chiếm 14,9%).

Trong khi đó, theo Trung tâm Cơ sở hạ tầng Toàn cầu (Global Infrastructure Hub), Việt Nam cần trung bình ít nhất 25 tỷ USD mỗi năm cho chi tiêu cơ sở hạ tầng trong 20 năm tới, trong đó năng lượng chiếm gần 45%. Quy mô 22.400 MW điện LNG đòi hỏi vốn đầu tư khoảng 20 tỷ USD, tương đương gần 500 nghìn tỷ đồng.

Nhận định về vấn đề này, PGS.TS Đinh Trọng Thịnh, chuyên gia kinh tế cho rằng, nút thắt lớn nhất trong phát triển hạ tầng điện khí LNG của Việt Nam hiện tại là cần lượng vốn đầu tư lớn, với các quy trình xây dựng và chất lượng cực kỳ nghiêm ngặt, trong khi nước ta thiếu kinh nghiệm trong lĩnh vực này. Do đó, để đảm bảo các tiêu chuẩn chất lượng kỹ thuật, thời hạn xây dựng, tính an toàn, bảo mật của dự án, cần có những chủ đầu tư có nguồn vốn lớn, có kinh nghiệm trong lĩnh vực xây dựng hạ tầng cơ sở điện khí LNG.

Bên cạnh đó, TS. Vũ Đình Ánh, chuyên gia kinh tế cho biết, vẫn còn nhiều vướng mắc trong đàm phán hợp đồng mua bán điện PPA, hợp đồng mua khí GSA giữa chủ đầu tư với Công ty Mua bán điện (EVN EPTC).

Cụ thể, với các dự án điện sử dụng khí trong nước và LNG nhập khẩu, các chủ đầu tư trong nước yêu cầu hợp đồng mua bán điện (PPA) phải có cam kết sản lượng điện hợp đồng dài hạn, ổn định; chuyển ngang cam kết sản lượng mua khí từ hợp đồng mua khí sang hợp đồng mua điện và chuyển ngang giá khí sang giá điện.

Không những thế, theo chuyên gia, các nhà đầu tư nước ngoài lại đòi hỏi áp dụng luật nước ngoài, điều kiện bất khả kháng, cam kết bao tiêu sản lượng khí, hoặc sản lượng điện. Thâm chí, họ còn yêu cầu bảo lãnh Chính phủ một số nội dung như: Bảo lãnh thanh toán cho EVN; bảo lãnh chuyển đổi ngoại tệ; bảo lãnh việc chấm dứt hợp đồng; bảo lãnh rủi ro đến tiến độ đấu nối lưới và các sự cố lưới điện truyền tải.

“Từ đó dẫn đến những khó khăn trong thu xếp tài chính triển khai dự án trong bối cảnh chính phủ đã ngừng cung cấp bảo lãnh”, ông Ánh cho biết.

Theo Viện Kinh tế Năng lượng và Phân tích Tài chính (IEEFA), rào cản về chính sách, nguồn vốn, thị trường khiến cho đầu tư nhiệt điện khí LNG gặp nhiều thách thức. Quy trình cấp phép của các dự án LNG tại Việt Nam được đánh giá là phức tạp. Mô hình BOT và nhà máy điện độc lập (IPP) cho lĩnh vực điện khí LNG không còn dễ dàng.

EEFA cho biết, giới đầu tư nước ngoài đã bày tỏ lo ngại khi Luật Đầu tư theo phương thức PPP có hiệu lực từ ngày 1/1/2021, bắt buộc áp dụng luật Việt Nam để giải thích hợp đồng và không quy định cụ thể về bảo lãnh Chính phủ đối với nghĩa vụ thực hiện hợp đồng của các doanh nghiệp nhà nước như Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN).

Theo đó, luật đầu tư mới có hiệu lực vào ngày 1/1/2021 không quy định rõ về việc cung cấp các cam kết bảo lãnh của Chính phủ hay chuyển đổi ngoại tệ. Các dự án nhiệt điện khí LNG thuộc dạng IPP cũng sẽ phải tuân theo một hợp đồng mua bán điện (PPA) mẫu được điều chỉnh bởi pháp luật Việt Nam. Theo đó, nhà máy điện sẽ phải cạnh tranh trên thị trường bán buôn và chỉ được bao tiêu với số lượng hạn chế từ EVN. Khung pháp lý về BOT và IPP đều không tương thích với các điều khoản hợp đồng mà các chủ đầu tư dự án nhiệt điện khí LNG đang yêu cầu để đảm bảo khả năng vay vốn cho dự án.

“Các nhà đầu tư nguồn điện thường dựa chủ yếu vào nguồn vốn vay, chiếm 70 - 80% tổng vốn đầu tư nên họ phải có phương án đầu tư, vận hành đảm bảo hoàn vốn và có lãi, nhằm thuyết phục được bên cho vay” ông Ánh nói.

Cần đẩy nhanh việc xây dựng chính sách

Nhằm giải quyết bài toán thu hút nguồn vốn phát triển điện khí LNG theo Quy hoạch điện VIII, chuyên gia Đinh Trọng Thịnh cho rằng, phải giải quyết một số vấn đề liên quan đến cơ sở hạ tầng và cơ chế chính sách.

Cụ thể, cần quy hoạch đồng bộ, tập trung các dự án kho cảng nhập khẩu LNG để tiết kiệm nguồn lực xã hội, phát triển kinh tế và từ đó thúc đẩy thị trường LNG trong nước phát triển. Việc quy hoạch đồng bộ, ổn định lâu dài kho cảng, cơ sở tái khí hóa lỏng, hệ thống đường ống dẫn, cơ sở phát điện khí là cơ sở để các nhà đầu tư tính toán bỏ vốn đầu tư.

Cùng với đó, cần rà soát và chỉnh sửa các  quy định về thủ tục, trình tự đầu tư ở các Luật Đầu tư, Luật Đấu thầu, Luật Xây dựng, Luật Môi trường, Luật Quy hoạch tạo điều kiện cho việc hoàn thiện và phát triển điện khí LNG.

“Để tạo điều kiện thu xếp tài chính cho các dự án điện khí LNG quy mô hàng tỷ USD, cần hoàn thiện khung pháp lý, cơ chế quản lý cho các dự án theo hình thức IPP”, ông Thịnh

Cũng theo TS. Nguyễn Minh Phong, chuyên gia kinh tế, cho biết các cơ quan chức năng cần đẩy nhanh xây dựng chính sách cho ngành công nghiệp LNG đồng bộ và xuyên suốt (bao gồm phát triển hạ tầng LNG theo mô hình Kho cảng trung tâm - LNG Hub).

Tiếp đến là cơ chế chuyển ngang giá khí LNG tái hóa từ hợp đồng mua bán khí sang hợp đồng mua bán điện, phê duyệt cước phí qua kho và đường ống đưa LNG đến nhà máy điện, nguyên tắc phân bổ LNG nhập khẩu cùng với các nguồn khí nội địa cho các nhà máy điện. Đây là cơ sở pháp lý quan trọng để các nhà đầu tư quốc tế, các nhà đầu tư tư nhân yên tâm đầu tư vốn phát triển điện khí LNG.

“Chú ý cân nhắc lộ trình chuyển đổi nhiên liệu từ khí trong nước và LNG sang hydro để đảm bảo các nhà đầu tư có đủ thời gian thu hồi vốn. Đồng thời cần phát triển các dịch vụ hỗ trợ các chủ đầu tư trong quá trình nắm bắt thông tin, pháp lý và ra quyết định, triển khai dự án đầu tư điện khí....”, ông Phong nhấn mạnh.