Báo cáo của Diễn đàn Doanh nghiệp Việt Nam 2025 với chủ đề "Doanh nghiệp đồng hành với Chính phủ chuyển đổi xanh trong kỷ nguyên số" cho thấy, còn nhiều điểm nghẽn chờ khai thông để vốn tư nhân chảy mạnh vào ngành điện.

Sớm ban hành hướng dẫn cuối cùng để giải quyết tranh chấp FIT

Theo phản ánh của các nhà đầu tư, từ quý II/2025, trong khi chờ hướng dẫn chính thức của Chính phủ, Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) đã tạm ngừng thanh toán biểu giá FIT (Feed-in-Tariff) cho nhiều dự án điện gió và điện mặt trời đã vận hành.

Lý do được đưa ra là thiếu một số yêu cầu pháp lý, cụ thể là thiếu biên bản nghiệm thu hoàn thành xây dựng tại thời điểm vận hành thương mại. Việc trì hoãn thanh toán FIT và khả năng thu hồi lại các khoản đã chi trả trước đó đã gây ảnh hưởng nghiêm trọng đến tính khả thi tài chính của các dự án bị ảnh hưởng như đến nhà đầu tư và tổ chức cho vay.

Toàn cảnh Diễn đàn Doanh nghiệp Việt Nam thường niên.

Theo các doanh nghiệp, các dự án bị ảnh hưởng đã được pháp luật hiện hành tại thời điểm đó xác định rõ ràng là đủ điều kiện hưởng FIT và đã ký kết hợp đồng mua bán điện (PPA) với EVN dựa trên mẫu chuẩn do Bộ Công thương ban hành.

Tình huống này đã làm dấy lên mối quan ngại lớn từ các nhà đầu tư và tổ chức tài chính quốc tế về tính ổn định và độ tin cậy của môi trường đầu tư tại Việt Nam, qua đó có thể làm giảm năng lực cạnh tranh của quốc gia trong việc thu hút vốn nước ngoài cho quá trình chuyển dịch năng lượng.

Nhóm Công tác Cơ sở hạ tầng đề nghị, Chính phủ sớm ban hành hướng dẫn cuối cùng để giải quyết tranh chấp FIT hiện nay theo cách bảo đảm tuân thủ pháp luật hiện hành và duy trì sự công bằng, hợp lý cho các nhà đầu tư và tổ chức tín dụng có liên quan.

Cũng liên quan đến năng lượng sạch, câu chuyện mua điện trực tiếp từ các nhà phát điện năng lượng tái tạo (DPPA) cũng được đề nghị có các hướng dẫn chi tiết hơn để triển khai được trong thực tế.

Nghị định 57/2025/NĐ-CP thiết lập khung pháp lý cho phép các doanh nghiệp sản xuất được mua điện trực tiếp từ các nhà phát điện năng lượng tái tạo. Tuy nhiên, cho đến nay, các khách hàng tiêu thụ điện lớn vẫn chưa thể ký bất kỳ hợp đồng DPPA nào. Nguyên nhân chủ yếu là do tính khó dự đoán của các khoản phí hàng tháng liên quan đến DPPA. Các khoản phí này bao gồm chi phí truyền tải, phân phối, vận hành hệ thống và thị trường do EVN đề xuất. Tuy nhiên, biên lợi nhuận được phê duyệt và các dịch vụ phụ trợ được cho “ khó dự đoán trước”.

Đề nghị từ phía các nhà đầu tư chính là, loại bỏ các khoản phí không phù hợp trong cơ chế DPPA, chẳng hạn như “chi phí quyết toán ròng” hàng tháng hiện đang áp dụng cho các nhà máy điện khác; đảm bảo tính minh bạch và khả năng dự đoán của cơ cấu chi phí và cảo vệ các bên tham gia DPPA khỏi việc phải gánh chịu chi phí liên quan đến các nguồn điện từ nhiên liệu hóa thạch, vốn thường có mức giá cao và biến động mạnh.

Điểm danh những điểm nghẽn để dự án điện lớn huy động vốn thành công

Theo Hiệp hội Doanh nghiệp Hoa Kỳ tại Việt Nam (Amcham), cung - cầu điện năng là một bài toán phức tạp, do đó, cần có sự phối hợp chặt chẽ giữa khu vực công và khu vực tư nhân để phát triển hệ thống điện giá cả hợp lý, ổn định và bền vững.

Chia sẻ nhận xét này, Hiệp hội Doanh nghiệp Anh quốc tại Việt Nam cũng cho hay, Việt Nam cần huy động lượng vốn đầu tư rất lớn - hơn 136 tỷ USD cho hạ tầng điện và truyền tải trong giai đoạn 2026 - 2030. Con số này cũng vượt xa khả năng ngân sách công.

Do đó, khu vực tư nhân đóng vai trò then chốt, thông qua các khoản vay xanh, trái phiếu bền vững và cơ chế tài chính kết hợp.

Nhưng dù đã có nhiều nhà đầu tư trong và ngoài nước được cấp phép tại các dự án điện chạy khí LNG hay quan tâm tới các dự án điện gió ngoài khơi thì tiến trình triển khai vẫn còn nhiều thách thức.

Nhà máy Điện Nhơn Trạch 3&4 là dự án điện chạy khí LNG nhập khẩu được xây dựng mới đầu tiên tại Việt Nam.

Theo đề xuất của các nhà đầu tư, sản lượng điện cam kết tối thiểu (Qc) ở các dự án điện chạy khí LNG cần là 85% - 90% và áp dụng cho toàn bộ thời hạn của Hợp đồng mua bán điện (PPA), lên tới 25 năm. Ngoài ra, mức huy động công suất tối thiểu cần được đảm bảo để thực hiện Qc, tức là phải được huy động trên thực tế.

Tuy nhiên, đề nghị này hiện cũng đang cách rất xa quy định hiện hành với Qc đạt tối thiểu 65% và được duy trì trong thời hạn vay vốn của dự án, song không kéo dài quá 10 năm kể từ khi nhà máy chính thức vận hành thương mại (COD). Đồng thời, dự án phải COD trước ngày 1/1/2031.

Ngay cả dự thảo Nghị quyết của Quốc hội về giải quyết các vướng mắc về phát triển năng lượng quốc gia giai đoạn 2026 - 2030 cũng chưa được như mong đợi của các nhà đầu tư khi đề xuất Qc là 75%.

Ở các dự án điện gió ngoài khơi, mong muốn của các nhà đầu tư về Qc là 90-100%, và áp dụng trong toán bộ thời hạn của PPA. Điều này cũng có sự cách biệt lớn khi quy định hiện hành là ít nhất 80%, áp dụng trong thời hạn vay vốn của dự án, nhưng không vượt quá 15 năm, trừ trường hợp có thỏa thuận khác giữa doanh nghiệp dự án và EVN và dành cho các dự án được chấp thuận chủ trương đầu tư (IPA) trước ngày 1/1/2031.

Ngay cả Dự thảo Nghị quyết, Qc tối thiểu cũng chỉ tính toán là 80-90% và không vượt quá 20 năm, tuỳ theo ngày được chấp thuận chủ trương đầu tư  trước ngày 1/1//2030 và đạt COD trước ngày 1/1/2032 hoặc được chấp thuận chủ trương đầu tư trước 1/1 2030 và đạt COD trong giai đoạn từ 1/1/2032 - 1/1/2036.

Các nhà đầu tư cũng cho rằng, nếu không có định hướng rõ ràng về những yếu tố nền tảng này, các nhà phát triển dự án và nhà đầu tư sẽ tiếp tục đối mặt với sự bất định, làm giảm tính khả thi của các dự án điện khí trong nước và trì hoãn tiến trình hướng tới các mục tiêu về an ninh năng lượng cũng như tăng trưởng kinh tế của Việt Nam.

Dẫu vậy thì các đòi hỏi yêu cầu về bao tiêu sản lượng điện khí LNG hay điện gió ngoài khơi từ phía nhà đầu tư này cũng mâu thuẫn với việc phát triển mạnh mẽ thị trường điện cạnh tranh, nhằm gia tăng tính minh bạch và công bằng cũng như không tạo áp lực lên EVN- doanh nghiệp Nhà nước hiện đang đảm nhiệm vai trò là bên mua buôn điện duy nhất. Nhất là trong điều kiện, giá mua điện từ các nguồn nói trên đang có trần trên hiện cao hơn tới khoảng 30% so với giá bán lẻ điện bình quân cho nền kinh tế.  

Các nhà đầu tư cũng kỳ vọng, giá bán điện trong PPA hiện được ghi nhận và thanh toán bằng đồng Việt Nam cũng được kỳ vọng sẽ được được tham chiếu bằng ngoại tệ bởi công ty dự án phải trả nợ nước ngoài và nhiều chi phí phát triển, vận hành dự án như chi phí EPC, chi phí nhiên liệu… bằng ngoại tệ.

Điều này là để công ty dự án bớt những rủi ro khi tỷ giá có biến động cũng như khi nguồn cung ngoại tệ trên thị trường ngân hàng Việt Nam có thể bị hạn chế vào một số thời điểm.