Nhà đầu tư điện gió ngoài khơi đối mặt với việc cắt giảm sản lượng?
Nêu quan điểm về vấn đề này tại buổi trao đổi trực tuyến "Điện gió ngoài khơi: Chuyển sang cơ chế đấu thầu" giữa Hội đồng Năng lượng Gió Toàn cầu (GWEC) và các doanh nghiệp thành viên (chiều 12.8), bà Liming Quiao - Giám đốc khu vực GWEC cho biết - tại thị trường mới như Việt Nam, nhóm dự án đầu tiên rất quan trọng và có nhiều rủi ro pháp lý, như xin giấy phép, thiếu cơ sở hạ tầng...
Để các nhà đầu tư có thể yên tâm phát triển dự án ban đầu, cần phải có sự ủng hộ về mặt chính sách. Ví dụ ở Đài Loan - họ hiểu rất rõ tầm quan trọng của nhóm dự án ban đầu, cho nên Chính phủ nước này đã đưa ra nhiều hỗ trợ cho điện gió ngoài khơi thông qua cơ chế giá FIT và sản lượng dự kiến.
“Thời điểm hiện tại, một số quốc gia đã có luật Năng lượng tái tạo. Tại những quốc gia này, năng lượng tái tạo sẽ được ưu tiên mua trước các nguồn năng lượng khác. Tôi mong rằng, trong 2 năm tới, quá trình thực thi Nghị quyết 55 của Bộ Chính trị, lúc đó chúng ta sẽ có cơ sở về mặt pháp lý để bàn thêm về câu chuyện cắt giảm sản lượng này", bà Liming Quiao cho hay.
"Việc cắt giảm sản lượng sẽ ảnh hưởng tới các kế hoạch kinh doanh của nhà đầu tư. Đồng thời ảnh hưởng đến khả năng huy động vốn của các dự án", ông Sean Huang - Giám đốc Phát triển Copenhagen Offshore Partner (COP), đơn vị đang tham gia dự án điện gió ngoài khơi La Gàn nói, đồng thời cho biết, đa phần các dự án điện gió ngoài khơi cần phải thông qua việc huy động vốn.
Trước khi ký hợp đồng, nhà đầu tư phải vượt qua quá trình thẩm định rất khắt khe của ngân hàng, cũng như các đơn vị bảo hiểm. Chuyện cắt giảm không báo trước có thể dẫn đến nhiều hệ luỵ, bởi rất khó đoán định nguồn thu của dự án ban đầu như thế nào.
Trả lời câu hỏi có "chấp nhận cắt giảm công suất trong một số thời điểm thừa điện không?", ông Benard Casey - Giám đốc Phát triển Tập đoàn Mainstream Renewable Power Việt Nam cho hay: Khi chủ đầu tư chịu ràng buộc với điều khoản chấp nhận cắt giảm công suất - có nghĩa là họ sẽ phải đối mặt với rủi ro lớn nhất, đó là không thể huy động được vốn.
"Trong giai đoạn phát triển dự án, các đơn vị tài chính sẽ cử các chuyên gia xuống để thẩm định về dòng tiền và tính rủi ro. Nếu dự án này có tính rủi ro cao, chắc chắn sẽ không thể huy động được vốn", ông Benard Casey nói.
Theo ông Benard Casey, sau khi phát triển dự án, EVN sẽ phải nâng cấp hệ thống truyền tải điện, nhưng cần có lộ trình rất rõ ràng.
Ví dụ nâng cấp hệ thống truyền tải điện trong vòng 2 năm, sau đó phần đời còn lại của dự án sẽ không xảy ra vấn đề đó nữa, lúc đó, các nhà đầu tư có thể dùng số liệu đó để tính toán chi phí tài chính của họ.
"Trong trường hợp như vậy, có thể chấp nhận cắt giảm công suất. Song, họ phải có cơ sở xác đáng để chấp nhận chuyện đó, chứ không thể thích cắt thì cắt được", ông Benard Casey chia sẻ.
Cần có cơ chế giá FIT cho điện gió ngoài khơi sau đấu thầu
Đối với điện gió ngoài khơi, khi được hỏi chuyển sang cơ chế đấu thầu, bà Liming Quiao cho biết, nên có cơ chế FIT cho 4-5 GW đầu tiên. Tức là khi cơ chế giá FIT cho điện gió ngoài khơi kết thúc vào tháng 11.2021 cần một cơ chế hỗ trợ mới, đó là FIT cho 4-5GW (gọi là cơ chế tạo đà) hoặc có thể tiếp tục kéo dài cơ chế giá FIT hiện hành (cơ chế song song).
Tuy nhiên, dù là cơ chế gì thì vẫn phải đảm bảo được cơ chế hỗ trợ trong giai đoạn chuyển đổi sang đấu thầu và đảm bảo tính ổn định của thị trường trong giai đoạn chuyển đổi này.
Đồng quan điểm, ông Sean Huang cho biết, cần có mức FIT thích hợp cho thị trường mới này, nhất là trong bối cảnh chuỗi cung ứng còn khá yếu còn rất nhiều rủi ro trong thị trường.
"Giá FIT nên phản ánh rủi ro chi phí trong từng dự án, nên có phần lãi tương tương cho các nhà đầu tư tiên phong, sẵn sàng chấp nhận rủi ro này. Đặc biệt, trong vấn đề hoạch định chính sách, cần phải phân biệt rất rõ giữa điện gió trên bờ, điện gió gần bờ và điện gió ngoài khơi", Sean Huang nêu.
