Nhieu du an nguon dien tu nhan van gap kho ve thu xep von, tai chinh hinh anh 1Thi công dự án đường dây truyền tải 500 kV, 220 kV tại huyện Thuận Nam, Ninh Thuận, để giải tỏa công suất điện các dự án năng lượng tái tạo. (Ảnh: Công Thử/TTXVN)

Theo báo cáo của Ban chỉ đạo quốc gia về phát triển điện lực, tính đến tháng Tám, các dự án điện độc lập (IPP) do các nhà đầu tư tư nhân đưa vào vận hành có tổng công suất 16.400 MW, chiếm khoảng 28,3% công suất lắp đặt toàn hệ thống.

Tuy nhiên, nhiều dự án với công suất lớn có trong Quy hoạch Điện VII hiệu chỉnh hoặc đã được bổ sung quy hoạch đang bị chậm tiến độ. Nhiều dự án chưa thể xác định được thời gian vận hành đã làm ảnh hưởng đến việc đảm bảo cung cấp điện cho hệ thống.

Tại hội thảo Cơ chế, chính sách phát triển nguồn điện theo hình thức IPP (nguồn phát điện độc lập) tại Việt Nam - những vấn đề đối với các nhà đầu tư do Ban chỉ đạo quốc gia về phát triển điện lực tổ chức ngày 18/9, các doanh nghiệp cho rằng, một trong những khó khăn lớn hiện nay là việc thu xếp vốn, tài chính từ các tổ chức tín dụng, ngân hàng.

Khó thu xếp vốn

Theo Ban chỉ đạo quốc gia về phát triển điện lực, quy định hiện hành của Ngân hàng Nhà nước, tổng dư nợ cho vay của tổ chức tín dụng đối với một khách hàng không được vượt quá 15% vốn tự có của tổ chức tín dụng. Như vậy, đối với các dự án nguồn điện lớn, để vay được tiền của ngân hàng trong nước, cần huy động sự tham gia của một số ngân hàng. Đây là vấn đề hết sức phức tạp và không dễ dàng.

Ngoài ra, ông Hoàng Trọng Hiếu, đại diện Ban chỉ đạo này, cho hay Chính phủ hiện cũng tạm dừng chủ trương bảo lãnh đối với các dự án điện nên việc thu xếp vốn gặp nhiều khó khăn, đặc biệt là đối với các tổ chức tín dụng nước ngoài, trong khi năng lực tài chính của một số nhà đầu tư còn hạn chế. Các tổ chức tín dụng nước ngoài yêu cầu một số điều kiện chưa được quy định trong các thông tư, như sản lượng, thời gian huy động công suất trong quá trình thu hồi vốn vay đối với dự án.

Công ty cổ phần Nhiệt điện An Khánh - Bắc Giang với dự án nhiệt điện 650 MW, tổng vốn hơn 1 tỷ USD (khoảng 23.000 tỷ đồng). Dự án này không có bảo lãnh của Chính phủ nên việc thu xếp vốn vay thanh toán cho hợp đồng EPC của dự án gặp nhiều khó khăn.

Theo ông Ngô Quốc Hội, Tổng giám đốc Công ty cho rằng, với nguồn vốn trong nước, theo quy định, các doanh nghiệp bị giới hạn bởi các quy định cho vay đối với một dự án không quá 15% và đối với nhóm khách hàng có liên quan không quá 25% vốn tự có của các ngân hàng. Với quy định như vậy, với nhu cầu vốn vay của dự án nhà máy điện nói trên việc vay vốn từ ngân hàng nhà nước là không khả thi.

Đối với ngân hàng nước ngoài, theo ông Hội, sau nhiều lần đàm phán, một số ngân hàng đã chấp nhận gỡ bỏ điều kiện bảo lãnh của Chính phủ. Tuy nhiên, để đảm bảo nguồn trả nợ cho các dự án, các ngân hàng đều đưa ra các điều kiện, như Bộ Công Thương phê duyệt sản lượng điện tối thiểu 90% sản lượng bình quân nhiều năm của dự án trong thời gian 10 năm kể từ khi nhà máy vận hành thương mại. Trường hợp nhà máy sẵn sàng phát điện mà Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) không huy động thì EVN vẫn phải thanh toán 90% sản lượng trên. Đây là vướng mắc để doanh nghiệp đáp ứng, đủ tiêu chuẩn vay vốn ngân hàng.

[Ba doanh nghiệp Thái Lan đầu tư vào Nhà máy nhiệt điện Quảng Trị 1]

Chia sẻ về vấn đề đàm phán, ký kết hợp đồng mua bán điện (PPA), theo ông Ngô Sơn Hải, Phó tổng giám đốc EVN, hiện nay EVN cũng đang gặp nhiều khó khăn. Đơn cử như dự án nhiệt điện than An Khánh - Bắc Giang, nhà đầu tư yêu cầu cam kết sản lượng hợp đồng tối thiểu 90% sản lượng bình quân nhiều năm. Nhưng, việc giao bên mua và bên bán điện tự thỏa thuận sản lượng hợp đồng cho thời hạn 10 năm trả nợ vay sẽ không thực hiện được do khác nhau về thông lệ thỏa thuận sản lượng điện hàng năm hiện tại.

Ngoài ra, với các dự án điện khí, vị đại diện EVN cho hay, giá bán điện cao, đồng thời giá nhiên liệu khí chiếm tới 70% trong cơ cấu giá và các nhà cung cấp khí yêu cầu bao tiêu nhiên liệu thì dự án cung cấp khí mới khả thi. Đây là vấn đề rất khó đàm phán khi tỷ lệ yêu cầu bao tiêu cao trên 90%.

Ông Ngô Sơn Hải cho hay, mức bao tiêu nhiên liệu và giá nhiên liệu quan hệ chặt với nhau, tuy nhiên đến nay, việc chuyển ngang bao tiêu khí sang sản lượng hợp đồng điện chưa được Chính phủ cho phép và chưa phát triển đồng bộ giữa các dự án trong khi các dự án khí này đều có giá ngang nhau. Ngoài ra, quy định của Bộ Công Thương về giao bên mua và bên bán điện tự thỏa thuận sản lượng hợp đồng trong nhiều năm sẽ dẫn đề đàm phán kéo dài và khó đạt thỏa thuận khi toàn bộ rủi ro chuyển hết về bên mua điện.

Gỡ khó từ chính sách

Các nhà đầu tư có thể hạn chế về tài chính và dường như chưa có quy định thủ tục rõ ràng nào để các nhà đầu tư xin được hỗ trợ của Chính phủ cần để thu xếp theo phương thức tài trợ dự án, bất chấp tính cấp bách trong việc đáp ứng nhu cầu điện, các dự án nguồn điện có thể chậm tiến độ và không tiếp cận được nguồn tài chính.

Nhieu du an nguon dien tu nhan van gap kho ve thu xep von, tai chinh hinh anh 2Thi công giá lắp tấm pin tại dự án nhà máy điện Mặt Trời Lộc Ninh. (Ảnh: Sỹ Tuyên/TTXVN)

Chia sẻ tại hội thảo, đại diện Ngân hàng hợp tác quốc tế Nhật Bản (JBIC) tại Hà Nội Aguin Toru cho rằng, có thể chuyển đổi sang hình thức BOT hoặc cung cấp các hỗ trợ của Chính phủ tương đương như đã hỗ trợ các dự án BOT trước đây.

Ông Hoàng Trọng Hiếu cho rằng, để hỗ trợ về mặt tài chính, vốn, phía Bộ Công Thương cần chỉ đạo các cơ quan, đơn vị liên quan nghiên cứu, xây dựng hướng dẫn triển khai thực hiện các dự án điện đầu tư theo hình thức đối tác công tư để có thể thực hiện ngay sau khi Luật Đầu tư theo phương thức này có hiệu lực. Các quy định liên quan đến sản lượng và thời gian huy động công suất, điện năng của các nhà máy điện IPP để tạo thuận lợi cho việc vay vốn từ các tổ chức nước ngoài cho các dự án nguồn điện lớn.

Ngoài ra, Bộ Tài chính, Ngân hàng nước có thể xem xét, nghiên cứu các giải pháp hỗ trợ các nhà đầu tư trong thu xếp vốn, tạo điều kiện đẩy nhanh tiến độ các dự án điện IPP.

Cũng theo bà Nguyễn Thùy Dương, đại diện lĩnh vực phát triển tài chính Ngân hàng Vietinbank, các bộ, ngành cần hoàn thiện hành lang pháp lý phù hợp với định hướng phát triển ngành điện. Đồng thời, sớm hoàn thiện cơ chế giá cạnh tranh với năng lượng nói chung và năng lượng tái tạo nói riêng, để ngân hàng có cơ sở khi xem xét quyết định tài trợ. Cùng đó, ban hành cơ chế ưu đãi thuế, phí cho các nhà đầu tư; nghiên cứu ban hành các hướng dẫn cụ thể, thông tin hỗ trợ cho doanh nghiệp và ngân hàng.

Theo chia sẻ của ông Dương Quang Thành, Chủ tịch Hội đồng thành viên EVN, các nhà đầu tư đều đặt ra khó khăn rằng, EVN không mua thì ai sẽ mua điện? Theo lộ trình đến 2022, sẽ có thị trường bán lẻ điện cạnh tranh, khi hoàn thành thủ tục. Khi đã đưa ra thị trường bán lẻ cạnh tranh, chủ đầu tư có thể bán trực tiếp cho các khách hàng mua điện.

Thời gian qua, các dự án điện Mặt Trời đổ vào Việt Nam mà không cần bảo lãnh. Mấu chốt thu hút đầu tư và đầu tư hiệu quả là do giá điện. Do vậy, có thể giải quyết khó khăn của các dự án ở mặt giá điện, cả ở đầu vào-đầu ra một cách hợp lý, minh bạch, dài hạn, đảm bảo cân đối lợi ích cho các bên.

Tổng kết tại hội thảo, Thứ trưởng Bộ Công Thương Hoàng Quốc Vượng cho hay, hiện các Bộ và các đơn vị liên quan đang khẩn trương hoàn thiện các văn bản hướng dẫn, đề xuất với các cấp thẩm quyền để ban hành các quy định nhằm tạo điều kiện thúc đẩy phát triển các dự án IPP. Tuy nhiên, với áp lực nhu cầu điện tăng nhanh, khối lượng các dự án lớn, nhiều vấn đề cấp bách nảy sinh nên các thủ tục và văn bảo quy định còn chưa theo kịp thực tế.

“Bộ sẽ tiếp thu các đóng góp của doanh nghiệp, chuyên gia để có giải pháp tốt nhất, nhanh nhất đáp ứng nhu cầu thực tế, tháo gỡ khó khăn cho các nhà đầu tư," ông Hoàng Quốc Vượng nhấn mạnh./.

Đức Dũng (TTXVN/Vietnam+)