Điện gió ngoài khơi: Làn sóng tỷ USD đối diện nhiều thách thức

Chính sách giá “mở khung” cho điện gió ngoài khơi

Ngày 3/3/2025, Chính phủ chính thức ban hành Nghị định số 58/2025/NĐ-CP văn bản pháp lý đầu tiên dành riêng cho điện gió ngoài khơi (ĐGNK).

Cùng với Nghị định 57 về cơ chế mua bán điện trực tiếp (DPPA), đây được xem là cặp “hành lang xanh” cho giai đoạn phát triển năng lượng tái tạo quy mô lớn theo Chiến lược phát triển năng lượng quốc gia và Quy hoạch điện VIII.

Điểm đáng chú ý nhất trong Nghị định 58 là khung giá cho điện gió ngoài khơi được xác định theo hướng “giá trần”, tức là nhà đầu tư và EVN (hoặc bên mua) có thể thương thảo giá, nhưng không vượt quá mức trần do Bộ Công Thương ban hành.

Mức giá trần được Bộ Công Thương ban hành mới đây được ấn định dao động từ 3.078 đến 3.975 đồng/kWh (tương đương 0,12–0,15 USD/kWh), tùy khu vực và quy mô đầu tư.

Theo chính sách mới, Chính phủ cũng cam kết mua tối thiểu 80% sản lượng điện trong 15 năm đầu vận hành thương mại một bước tiến đáng kể so với các cơ chế FIT trước đây chỉ kéo dài 12 năm. Ngoài ra, các dự án ĐGNK được miễn phí sử dụng vùng biển trong ba năm đầu và được giảm 50% trong 12 năm tiếp theo.

Mở cơ chế khai phá vùng biển mới

Cùng với chính sách giá, Chính phủ giao Tập đoàn Công nghiệp và Năng lượng Quốc gia Việt Nam (PVN) và Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) làm đầu mối triển khai một số dự án thí điểm điện gió ngoài khơi quy mô lớn từ nay đến năm 2030.

Đây là một quyết định mang tính chiến lược. Với EVN, đơn vị đang vận hành hơn 60% hệ thống điện quốc gia và PVN Tập đoàn có kinh nghiệm hàng chục năm trong khai thác dầu khí ngoài khơi, năng lực kỹ thuật, tài chính và tổ chức của hai “ông lớn” được kỳ vọng sẽ giúp khởi động sớm những dự án đầu tiên trong khi thị trường còn đang loay hoay với thủ tục pháp lý, khảo sát vùng biển và đàm phán PPA.

Theo các chuyên gia, việc giao PVN và EVN thực hiện các dự án thí điểm có thể tạo ra cú huých về niềm tin đối với nhà đầu tư trong và ngoài nước.

Đặc biệt, EVN và PVN có ưu thế lớn về nhân lực, kinh nghiệm kỹ thuật và đặc biệt là mối quan hệ chặt chẽ với các bộ ngành. Điều này giúp họ tháo gỡ các rào cản thủ tục nhanh hơn, tạo tiền đề cho các dự án tư nhân triển khai sau này.

Thực tế, PVN đã có sẵn hạ tầng cảng biển, hệ thống giàn khoan, đội tàu và đội ngũ kỹ sư từng tham gia khai thác dầu khí xa bờ, những yếu tố tối quan trọng trong việc phát triển điện gió ngoài khơi. Trong khi đó, EVN nắm toàn bộ hệ thống truyền tải quốc gia, có thể chủ động phối hợp giải quyết các nút thắt về đấu nối, vấn đề khiến nhiều dự án năng lượng tái tạo bị "cắt giảm công suất" trong những năm gần đây.

Bên cạnh đó, sự tham gia của hai tập đoàn nhà nước cũng góp phần củng cố lòng tin với các đối tác quốc tế như CIP (Đan Mạch), PNE (Đức), Renova (Nhật), vốn đang tìm kiếm các liên doanh “đối tác bản địa đủ lực” để cùng phát triển dự án quy mô hàng tỷ USD.

Nhưng rủi ro vẫn còn nhiều lớp

Tuy nhiên, đằng sau những kỳ vọng, vẫn tồn tại không ít rủi ro khi để EVN, PVN làm “người mở đường” cho lĩnh vực điện gió ngoài khơi.

Thứ nhất là vấn đề tài chính. Dù là tập đoàn nhà nước, EVN chưa có sự ổn định về doanh thu, lợi nhuận, nhiều năm liền phải chịu áp lực tài chính lớn. Báo cáo tài chính hợp nhất của EVN năm 2024 cho thấy tập đoàn đã chính thức thoát lỗ. Nhưng trước đó, trong 6 tháng đầu năm 2024, EVN báo cáo khoản lỗ hơn 13.000 tỷ đồng.

Trong năm 2023, EVN lỗ đến 34.245 tỷ đồng từ hoạt động sản xuất kinh doanh điện, số lỗ sau khi trừ thu nhập tài chính khác ở mức 21.822 tỷ đồng. Năm 2022, EVN cũng báo lỗ gần 36.300 tỷ đồng. Do đó việc thoát lỗ trong năm 2024 được xem là bước tiến quan trọng đối với EVN, trong đó kết quả đạt được một phần đến từ đợt điều chỉnh giá điện vào tháng 10/2024.

Trước vấn đề trên cho thấy khả năng đảm bảo thanh toán dài hạn cho các hợp đồng mua bán điện (PPA) đang là dấu hỏi lớn, nhất là trong bối cảnh Chính phủ chưa có cam kết bảo lãnh tín dụng cho các dự án điện tái tạo.

Thứ hai là rủi ro pháp lý. Nhiều chuyên gia cảnh báo, nếu khung pháp lý không được hoàn thiện đồng bộ, đặc biệt về quyền khảo sát biển, cơ chế đấu thầu, đấu nối và xử lý tranh chấp thì các dự án thí điểm vẫn có thể “mắc cạn” ngay từ khâu chuẩn bị.

Theo TS. Dư Văn Toán - chuyên gia về môi trường, biển và hải đảo, Viện Khoa học Môi trường, Biển và Hải đảo (Bộ Nông nghiệp và Môi trường) cho biết: “Việc cấp phép sử dụng không gian biển để phát triển điện gió ngoài khơi phải phù hợp với Quy hoạch không gian biển quốc gia và được đặt trong quy hoạch tổng thể khai thác tài nguyên biển. Nếu không làm chặt từ đầu, sẽ nảy sinh xung đột với các ngành khác như thủy sản, hàng hải, quốc phòng…”

Ông Toán cũng khẳng định, chính sách cần rõ ràng trong việc khoanh định không gian biển theo cấu trúc 4 chiều gồm (đáy biển, khối nước, mặt biển và không gian khí quyển) ở độ cao từ 100–300m, hiện các điều kiện, tiêu chí này vẫn chưa được quy định đầy đủ trong Luật Tài nguyên, môi trường biển và hải đảo.

Ngoài ra cần có cơ chế điều phối liên ngành giữa Bộ Nông nghiệp và Môi trường, Bộ Công Thương, Bộ Xây dựng và Giao thông, Bộ Quốc phòng và chính quyền địa phương ven biển để quản lý không gian biển một cách hài hòa và bền vững.

Một rủi ro khác là công nghệ và chi phí vận hành. Không giống điện gió trên bờ, các turbine ngoài khơi phải chịu áp lực thời tiết khắc nghiệt, nước mặn ăn mòn, chi phí bảo trì cao và cần thiết bị chuyên dụng. PVN và EVN dù có kinh nghiệm biển, nhưng chưa từng vận hành turbine điện gió, một lĩnh vực hoàn toàn khác biệt với khai thác dầu khí hay vận hành nhiệt điện.

Chờ động thái rõ ràng hơn từ chính sách

Giá điện là yếu tố sống còn với các dự án ĐGNK. Theo báo cáo của World Bank và các nghiên cứu liên quan, chi phí sản xuất điện gió ngoài khơi đầu tiên tại Việt Nam hiện vẫn dao động khoảng 150–200 USD/MWh, có thể giảm còn 130–150 USD/MWh khi quy mô và chuỗi cung ứng phát triển. Trong khi đó, EVN đề xuất mức giá trần khoảng 120–150 USD/MWh, tương đương 0,12–0,15 USD/kWh, theo vùng. Mức giá trần này có thể chưa đủ bù đắp chi phí đầu tư, dẫn tới chênh lệch lên đến vài chục USD mỗi MWh, khiến nhà đầu tư khó xây dựng phương án tài chính khả thi nếu không có các cơ chế hỗ trợ tín dụng, bảo hiểm rủi ro hoặc lộ trình điều chỉnh giá rõ ràng.

Bên cạnh đó, dù Nghị định 58 đã đưa ra nhiều ưu đãi, nhưng đến nay vẫn chưa có thông tư hướng dẫn cụ thể về quy trình đấu thầu, lựa chọn nhà đầu tư hay tiêu chí đánh giá năng lực kỹ thuật, tài chính. Việc PVN, EVN được “giao thí điểm” hiện cũng chỉ là chủ trương, chưa đi kèm cam kết về thời gian, địa điểm hay công suất cụ thể.

“Chính phủ cần nhanh chóng công bố các dự án thí điểm với thông tin minh bạch, rõ ràng về khung pháp lý, tiến độ, đối tác liên doanh và cơ chế tài chính,” Một chuyên gia năng lượng độc lập đề xuất.

Việc ban hành khung giá điện gió ngoài khơi và giao PVN, EVN thí điểm là bước tiến quan trọng của Việt Nam trong lộ trình hiện thực hóa cam kết giảm phát thải ròng về “0” vào năm 2050. Tuy nhiên, để những cánh quạt điện gió vươn mình giữa biển khơi, cần thêm nhiều hành động cụ thể và quyết liệt hơn từ các cơ quan quản lý, không chỉ trên giấy tờ, mà cả trong việc tạo điều kiện thực chất cho nhà đầu tư triển khai dự án một cách hiệu quả, an toàn và bền vững.