Khơi thông dòng vốn cho năng lượng tái tạo: Đâu là 'nút thắt'?

Nhu cầu vốn lớn

Chuyển dịch năng lượng đang trở thành cuộc đua về vốn trên phạm vi toàn cầu. Theo báo cáo Đầu tư Năng lượng Thế giới 2026 của Cơ quan Năng lượng Quốc tế (IEA), tổng vốn đầu tư vào lĩnh vực năng lượng toàn cầu năm 2026 ước đạt khoảng 3.400 tỷ USD. Trong đó, khoảng 2.200 tỷ USD dành cho năng lượng sạch, lưới điện, lưu trữ và điện khí hóa, gần gấp đôi mức đầu tư vào nhiên liệu hóa thạch.

Tuy vậy, dòng vốn này phân bổ không đều. IEA chỉ ra rằng chi phí vốn cho các dự án điện mặt trời quy mô lớn tại các nền kinh tế mới nổi và đang phát triển cao hơn gấp đôi so với các nền kinh tế phát triển. Chỉ cần giảm chi phí vốn 1 điểm phần trăm, các nước này có thể tiết kiệm khoảng 150 tỷ USD mỗi năm.

Với Việt Nam, bài toán càng cấp bách. Quy hoạch điện VIII điều chỉnh xác định lộ trình phát triển mạnh điện gió, điện mặt trời, điện sinh khối và lưu trữ. Hiệp hội Doanh nghiệp Anh quốc tại Việt Nam cho rằng, 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. Riêng điện gió ngoài khơi, theo TS. Nguyễn Huy Hoạch, thành viên Hội đồng khoa học thuộc Hiệp hội Năng lượng cho rằng, một dự án 1.000 MW cần khoảng 3 - 4 tỷ USD. Với yêu cầu cao về năng lực tài chính, số nhà đầu tư trong nước đủ điều kiện chỉ khoảng 5 - 10 doanh nghiệp.

Đối với vốn cho các dự án, theo đánh giá của Ngân hàng Nhà nước Việt Nam, thời gian qua, tín dụng đối với các lĩnh vực xanh tiếp tục ghi nhận mức tăng trưởng tích cực. Tính đến cuối năm 2025, dư nợ tín dụng xanh đạt gần 780.000 tỷ đồng, tăng 14,62% so với năm trước và chiếm khoảng 4,19% tổng dư nợ toàn nền kinh tế. Có thể thấy, thị trường tài chính xanh tại Việt Nam vẫn đang trong giai đoạn phát triển ban đầu. Các công cụ như trái phiếu xanh, tín dụng xanh dù đã được triển khai nhưng quy mô còn hạn chế, chưa đáp ứng được nhu cầu thực tế của doanh nghiệp.

Nhà máy điện khí LNG Nhơn Trạch 3 và 4 - Ảnh: Petrovietnam cung cấp

Hiện dư nợ tín dụng xanh mới chiếm gần 4,2% tổng dư nợ toàn nền kinh tế là quá thấp, điều này cho thấy dòng vốn cho các dự án năng lượng xanh, các dự án cải tạo hiệu quả sử dụng năng lượng còn ít. Trong khi đó, hiện nhiều doanh nghiệp có nhu cầu khá lớn về vốn cho các dự án xanh, dự án cải thiện hiệu quả năng lượng.

Cùng với đó, tại các tổ chức tín dụng, tín dụng xanh đang dần được mở rộng, đặc biệt trong lĩnh vực năng lượng tái tạo và sản xuất sạch hơn. Nhiều ngân hàng đã xây dựng danh mục cho vay xanh, ưu tiên các dự án thân thiện môi trường.

Nhu cầu về vốn rất lớn song sự quan tâm của nhà đầu tư chưa chuyển thành quyết định đầu tư cuối cùng (FID). “Điểm nghẽn” không nằm ở việc thiếu nhà đầu tư mà ở khả năng thu xếp vốn. Dự án điện chỉ có thể khởi công khi hoàn tất thỏa thuận tín dụng. Cùng với đó, ngân hàng chỉ cho vay khi dự án chứng minh được dòng tiền đủ ổn định để trả nợ trong 15 - 20 năm. Chính vì vậy, hợp đồng mua bán điện (PPA) là “tài sản tài chính” quan trọng nhất, yếu tố quyết định đến khẳ năng thu xếp vốn của dự án. Một PPA đạt chuẩn “bankable”, tức đủ điều kiện để ngân hàng cấp vốn, phải có thời hạn đủ dài, cơ chế giá rõ ràng, điều khoản thanh toán chắc chắn và quy định chấm dứt hợp đồng, bồi thường minh bạch. PPA cũng cần có cơ chế giải quyết tranh chấp đáng tin cậy và các điều khoản bảo vệ bên cho vay.

Đây chính là “mắt xích” mà nhiều chuyên gia trong nước nhiều lần nhấn mạnh. Ông Nguyễn Tuấn, Trưởng ban Thương mại, Tổng công ty Cổ phần Dịch vụ Kỹ thuật Dầu khí Việt Nam (PTSC) cho rằng: “Mẫu hợp đồng PPA hiện nay rất khó để thu xếp vốn quốc tế, do thiếu các điều khoản cốt lõi như chuyển đổi ngoại tệ”. Ông cũng lưu ý rằng các dự án điện gió ngoài khơi “đều là những siêu dự án có quy mô hàng tỷ USD”.

Cùng quan điểm, TS. Nguyễn Huy Hoạch cho rằng dù Nhà nước đã có những ưu đãi đáng kể về bảo đảm sản lượng cho điện gió ngoài khơi, “cơ chế bảo đảm mua điện 90% vẫn chưa đủ vì mẫu hợp đồng mua bán điện chưa được ban hành”. Theo ông, nhà đầu tư quốc tế cần một PPA rõ ràng và khung pháp lý ổn định trong 25 - 30 năm.

Từ góc nhìn pháp lý, Luật sư Trần Anh Đức, Công ty Luật A&O Shearman nêu quan điểm: “Nếu chúng ta luôn e ngại rủi ro, Việt Nam sẽ không thể thu hút được vốn quốc tế để phát triển các dự án điện cấp bách”. Ông kiến nghị sớm ban hành mẫu PPA “bankable” cho các dự án điện đặc thù.

Nhìn ra thế giới

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.

Tại một số nước trên thế giới như vương quốc Anh là hình mẫu thành công trong hợp tác công – tư thúc đẩy các dự án năng lượng nhờ cơ chế Hợp đồng chênh lệch giá (CfD). Theo đó, nhà đầu tư đấu giá cạnh tranh để giành “giá thực hiện” được bảo đảm trong tối đa 20 năm. Khi giá thị trường thấp hơn giá thực hiện, Nhà nước bù phần chênh lệch. Khi giá thị trường cao hơn, nhà đầu tư hoàn trả phần chênh lệch. Cơ chế này tạo dòng doanh thu ổn định cho nhà đầu tư, đồng thời bảo vệ người tiêu dùng trước biến động giá.

Điểm lợi thế của cơ chế này nằm ở sự cân bằng. Nhà đầu tư có dòng doanh thu ổn định, dễ dự báo để thuyết phục ngân hàng. Người tiêu dùng được bảo vệ khỏi biến động giá, còn Nhà nước tránh được tình trạng doanh nghiệp hưởng lợi nhuận bất thường. Nhờ cạnh tranh qua đấu giá, giá điện gió ngoài khơi tại Anh đã giảm mạnh qua các vòng.

Được biết, cơ chế CfD được Anh áp dụng từ năm 2014 và tổ chức đấu giá theo từng vòng. Bài học đáng chú ý nhất đến từ vòng thứ 5 (AR5) năm 2023: do giá trần đặt quá thấp trong bối cảnh chi phí thiết bị và lãi suất tăng mạnh, không một nhà đầu tư điện gió ngoài khơi nào tham gia. Rút kinh nghiệm, Chính phủ Anh đã điều chỉnh thiết kế, trong đó kéo dài thời hạn hợp đồng từ 15 năm lên 20 năm, giúp giãn lịch trả nợ và nâng cao khả năng thu xếp vốn. Kết quả, vòng đấu giá thứ 7 (AR7), mở từ tháng 8/2025 và công bố kết quả đầu năm 2026, đã lựa chọn mức công suất kỷ lục 14,7 GW, trong đó có 8,4 GW điện gió ngoài khơi. Theo Hiệp hội Năng lượng Anh (Energy UK), vòng đấu giá này khơi thông khoảng 27 tỷ bảng Anh vốn đầu tư tư nhân.

Dự án điện gió 7A trên địa bàn tỉnh Khánh Hòa của Tập đoàn Hà Đô - Ảnh: Hado.com.vn

Nếu Anh là hình mẫu thành công thì Đức lại mang đến một bài học đáng suy ngẫm. Tháng 8/2025, phiên đấu thầu hai khu vực điện gió ngoài khơi với tổng công suất 2,5 GW tại Biển Bắc không nhận được bất kỳ hồ sơ dự thầu nào. Nguyên nhân chủ yếu nằm ở thiết kế đấu giá theo cơ chế “trả giá âm” không giới hạn: nhà đầu tư phải trả tiền cho Nhà nước để giành quyền phát triển dự án nhưng không được bảo đảm doanh thu. Cơ chế này kết hợp với chi phí thiết bị tăng, lãi suất cao, rủi ro chậm đấu nối lưới điện và hiệu ứng che gió khi các trang trại quá dày đặc đã khiến dự án không còn đủ khả năng thu xếp vốn.

Trước thực tế đó, Chính phủ Đức đã quyết định chuyển sang cơ chế CfD hai chiều cho các vòng đấu giá điện gió ngoài khơi và chuẩn bị cải cách toàn diện Luật Năng lượng tái tạo (EEG). Đây cũng là xu hướng chung của Liên minh châu Âu, khi quy định mới về thị trường điện yêu cầu các chương trình hỗ trợ giá trực tiếp cho dự án mới chuyển sang CfD hai chiều từ năm 2027.

Tại châu Á, Ấn Độ từng đối mặt với một rủi ro lớn: nhiều công ty phân phối điện cấp bang (Discom) gặp khó khăn tài chính, thường xuyên chậm thanh toán cho nhà sản xuất. Để giải quyết, Ấn Độ thành lập Tổng công ty Năng lượng Mặt trời Ấn Độ (SECI), doanh nghiệp nhà nước đóng vai trò đơn vị trung gian. SECI tổ chức đấu thầu, ký PPA với nhà đầu tư, sau đó ký hợp đồng bán lại điện cho các Discom.

Nhờ uy tín tín dụng của SECI, rủi ro bên mua điện được giảm đáng kể. SECI còn duy trì một Quỹ bảo đảm thanh toán để chi trả cho nhà đầu tư khi Discom chậm trả. Năm 2022, Ấn Độ tiếp tục ban hành Quy tắc phụ phí thanh toán chậm, xử phạt các đơn vị phân phối nợ tiền điện. Theo IEA, tổng nợ quá hạn của các Discom đã giảm từ khoảng 18 tỷ USD (tháng 6/2022) xuống còn khoảng 9 tỷ USD (tháng 1/2024). Kết hợp với đấu thầu cạnh tranh quy mô lớn, mô hình này giúp Ấn Độ trở thành một trong những thị trường điện mặt trời có giá thấp nhất thế giới, thu hút mạnh dòng vốn quốc tế.

Tại Đông Nam Á, Philippines đang nổi lên như điểm sáng về thu hút vốn năng lượng tái tạo thông qua Chương trình Đấu giá Năng lượng Xanh (GEAP). Cơ quan quản lý công bố trước mức giá trần cho từng loại hình công nghệ, nhà đầu tư cạnh tranh để chào giá thấp nhất. Riêng vòng đấu giá thứ 4 (GEA-4) đã lựa chọn hơn 10,19 GW, gồm điện mặt trời mặt đất, điện mặt trời nổi, điện gió trên bờ và dự án tái tạo tích hợp lưu trữ, với thời hạn vận hành từ năm 2026 đến 2029.

Điểm đáng chú ý là cơ chế tài chính đi kèm. Khoản chênh lệch giữa giá trúng đấu giá và giá thị trường được bù đắp thông qua một khoản phụ phí cố định trên hóa đơn tiền điện (GEA-All). Khoản phí này được thu qua các đơn vị phân phối và chuyển về Tổng công ty Truyền tải Quốc gia (TransCo) để thanh toán cho nhà đầu tư. Nhờ vậy, nguồn thanh toán được tách bạch, minh bạch, không phụ thuộc vào tình hình tài chính của từng đơn vị mua điện. Philippines cũng đang chuẩn bị vòng đấu giá riêng cho điện gió ngoài khơi, dự kiến tổ chức cuối năm 2026.

Tại Indonesia, PPA được thiết kế theo hướng nâng cao tính “bankable” thông qua kéo dài thời hạn hợp đồng, hoàn thiện cơ chế điều chỉnh giá và phân bổ rủi ro. Tại Thái Lan, nhiều dự án điện được triển khai trên cơ sở PPA dài hạn 20 - 25 năm với cơ chế thanh toán ổn định. Nhờ đó, các tổ chức tín dụng có cơ sở chắc chắn để đánh giá dòng tiền và Thái Lan trở thành một trong những thị trường năng lượng tái tạo phát triển sớm nhất khu vực.

Theo đánh giá của nhiều chuyên gia, dù mỗi quốc gia có điều kiện riêng, các mô hình thành công đều có những điểm chung về doanh thu dài hạn được bảo đảm và có thể dự báo, dù dưới hình thức CfD, PPA dài hạn hay đấu giá có giá trần. Ông Fatih Birol, Giám đốc điều hành IEA, từng nhấn mạnh rằng giảm thiểu rủi ro thông qua các quy định rõ ràng và kịp thời là bước đầu tiên để thu hút đầu tư. Nhận định này đặc biệt đúng với các nền kinh tế mới nổi, nơi chi phí vốn cao là rào cản lớn nhất đối với năng lượng sạch.

Trong bối cảnh Việt Nam tiếp tục hoàn thiện Luật Điện lực sửa đổi và các văn bản hướng dẫn, kinh nghiệm quốc tế gợi mở một số hướng đi. Theo đó, cần ban hành mẫu PPA cho từng loại hình năng lượng tái tạo, trong đó quy định rõ điều khoản thanh toán, chấm dứt hợp đồng, bồi thường khi cắt giảm công suất do lưới điện, cơ chế trọng tài quốc tế và quyền của bên cho vay. Riêng với điện gió ngoài khơi, cần tiếp tục nghiên cứu mức Qc và thời hạn áp dụng phù hợp với thời hạn vay vốn thực tế. Đồng thời, nghiên cứu áp dụng cơ chế đấu thầu, đấu giá cạnh tranh gắn với hợp đồng chênh lệch giá hai chiều. Mô hình này vừa bảo đảm dòng tiền cho nhà đầu tư, vừa tận dụng cạnh tranh để giảm giá điện, đồng thời bảo vệ người tiêu dùng khi giá thị trường biến động. Cùng với đó, phát triển đồng bộ thị trường tài chính xanh. Hiện các dự án năng lượng tái tạo quy mô lớn cần vốn dài hạn, trong khi nguồn vốn của ngân hàng thương mại chủ yếu là ngắn hạn. Vì thế, bên cạnh tín dụng ngân hàng, cần thúc đẩy thị trường trái phiếu xanh, các quỹ đầu tư hạ tầng và tài chính hỗn hợp, trong đó nguồn vốn ưu đãi từ các định chế tài chính phát triển giúp giảm rủi ro cho nhà đầu tư tư nhân. Chuyên gia tài chính - ngân hàng, TS. Nguyễn Trí Hiếu cho rằng cần có cơ chế tài chính phù hợp để khơi thông nguồn lực cho các lĩnh vực xanh.

Ngoài ra, tiếp tục đầu tư đi trước một bước cho lưới điện và lưu trữ. Rủi ro cắt giảm công suất do thiếu lưới truyền tải là nỗi lo lớn của nhà đầu tư và ngân hàng. Không có lưới điện đồng bộ, mọi cam kết về sản lượng trong PPA đều thiếu cơ sở thực hiện.

Chuyên gia năng lượng Hà Đăng Sơn, Chủ tịch Trung tâm Nghiên cứu Năng lượng và Tăng trưởng xanh (CEGR), cho rằng điều doanh nghiệp cần nhất không phải là ưu đãi ngắn hạn mà là một cơ chế minh bạch, ổn định và có thể dự báo trong suốt vòng đời dự án. Theo ông, cần thiết lập một “luật chơi” mới, trong đó cơ chế giá phản ánh đúng chi phí của từng loại hình nguồn điện, rủi ro được phân bổ hợp lý giữa Nhà nước, bên mua điện và nhà đầu tư.

“Trong bối cảnh nhu cầu điện dự báo tiếp tục tăng mạnh những năm tới, việc hoàn thiện Luật Điện lực không chỉ nhằm hoàn thiện khung pháp lý cho thị trường điện, mà còn phải tạo dựng niềm tin cho các nhà đầu tư và tổ chức tín dụng. Chỉ khi “điểm nghẽn” về cơ chế được tháo gỡ, dòng vốn mới thực sự chảy vào các nguồn điện mới, góp phần hiện thực hóa Quy hoạch điện VIII điều chỉnh và bảo đảm an ninh năng lượng quốc gia”, ông Hà Đăng Sơn nhấn mạnh.