Nhà đầu tư lo rủi ro khi làm dự án điện

Tại hội thảo khơi thông vốn đầu tư vào ngành điện do Báo Đầu tư tổ chức ngày 8/4, PGS.TS. Bùi Xuân Hồi, Chuyên gia kinh tế năng lượng, Hiệu trưởng Trường Cao đẳng điện lực miền Bắc, cho rằng khi nhu cầu điện ngày câng lớn thì vốn cho các dự án để đủ điện phục vụ phát triển kinh tế cũng lớn tương ứng.

"Để thu hút đầu tư thì khía cạnh lợi ích phải đặt hàng đầu, nhất là với các doanh nghiệp tư nhân, hay kể cả nguồn vốn đầu tư của Nhà nước cũng vậy", ông nói.

Dự án lớn, kéo dài, tiềm ẩn nhiều rủi ro

Theo đó, ngành điện đã có thị trường phát điện cạnh tranh nhưng giá bán điện cho người tiêu dùng cuối cùng vẫn do Nhà nước quyết định, thì doanh nghiệp còn gặp nhiều khó khăn, kể cả với doanh nghiệp có vốn Nhà nước như Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN).

“Sẽ không thể thu hút đầu tư vào ngành điện nếu không có cơ chế giá điện đủ hấp dẫn nhà đầu tư, từ đó khó đảm bảo an ninh trong cung cấp điện. Từ năm 2019 giá điện không tăng trong khi đầu vào là than, khí tăng cao, kéo chi phí đầu vào tăng chóng mặt", ông Bùi Xuân Hồi nhấn mạnh.

Một dự án điện tại Ninh Thuận. Ảnh: Huỳnh Hải.

Tổng giám đốc Công ty cổ phần Tập đoàn năng lượng T&T Nguyễn Thái Hà cho biết doanh nghiệp đã làm một dự án điện khí hóa lỏng (LNGs) tại Quảng Trị nhưng gặp nhiều vướng mắc. Do dự án triển khai trong thời gian dài, rủi ro của dự án lớn, do giá khí trong thời gian ngắn đã tăng gấp 3 lần.

Vị này nhấn mạnh các dự án LNGs là dự án rất lớn và gồm nhiều giai đoạn triển khai, và như vậy sẽ đối mặt với việc thị trường luôn biến động, nhiều rủi ro. Đó là rủi ro ở khâu thượng nguồn (nguồn khí, biến động giá), hạ nguồn (giá bán điện), rủi ro đối tác, rủi ro trong quá trình thi công…

Trong khi đó, ông Lê Như Phước An, Phó tổng giám đốc Trungnam Group, cho rằng với đặc thù làm dự án điện cần một lượng vốn rất lớn, với đặc thù chi phí đầu tư cao, quy mô của ngân hàng thương mại trong nước bị hạn chế, doanh nghiệp phải tìm đến nguồn vốn nước ngoài.

Tổng vốn đầu tư cho phát triển điện lực giai đoạn 2021-2030 của Việt Nam theo tính toán là 141,59 tỷ USD, trong đó phần nguồn điện 127,45 tỷ USD và phần lưới khoảng 14,14 tỷ USD. Bình quân vốn đầu tư mỗi năm cho giai đoạn này khoảng 14,16 tỷUSD/năm (trong đó phần nguồn khoảng 12,72 tỷ USD/năm và phần lưới khoảng 1,41 tỷ USD/năm).

“Khó khăn là dự án phải đảm bảo được tỷ suất sinh lời hấp dẫn, ít rủi ro, trong khi quy mô thị trường năng lượng Việt Nam đủ thu hút nhà đầu tư nước ngoài nhưng yếu tố rủi ro trong đầu tư lại cao”, ông đánh giá.

Ông Phước An đề xuất cần hoàn thiện cơ chế huy động và đảm bảo nguồn tài chính tư nhân và quốc tế, chính sách tài chính nhằm đẩy mạnh vốn đầu tư cho năng lượng tái tạo cần được hoàn thiện, giá điện ưu đãi và cạnh tranh, các chính sách thuế ưu đãi cho năng lượng tái tạo để nguồn năng lượng này cần được sử dụng triệt để...

Cân đối chi phí sản xuất điện

Cũng tại hội thảo, ông Nguyễn Tài Anh, Phó tổng giám đốc EVN, cho biết trong tình hình thế giới biến động mạnh, cuộc xung đột giữa Nga - Ukraine đã đẩy giá nhiên liệu sơ cấp như than, dầu khí tăng cao.

Cụ thể, giá than trước đây khoảng 60-70 USD/tấn nhưng nay đã tăng lên hơn 220 USD/tấn. Giá khí LNGs cũng thay đổi 6-8 USD/triệu BTU thì nay lên khoảng 20 USD/triệu BTU. Giá sắt thép vật liệu xây dựng để thực hiện các dự án nguồn, truyền tải điện cũng tăng.

"Các yếu tố này khiến ngành điện chịu áp lực đầu vào (đầu tư xây dựng, sản xuất kinh doanh), trong khi giá bán đầu ra 3 năm nay chưa được điều chỉnh", ông đánh giá.

Tuy nhiên, lãnh đạo EVN cho biết đơn vị cam kết với Chính phủ năm 2022 sẽ cân đối chi phí trong sản xuất điện, để không phải tăng giá. "Chúng ta sẽ cân đối làm sao, chi phí, giá cả các nguồn điện ở mức hợp lý nhất để phục vụ phát triển kinh tế, đặc biệt là sau quá trình phục hồi do đại dịch Covid-19", ông Tài Anh khẳng định.

Năm 2022 là năm thứ ba liên tiếp giá bán lẻ điện bình quân chưa được tăng dù giá nhiên liệu đầu vào cho phát điện tăng rất cao. Ảnh: EVN.

Tuy nhiên, ông cũng cho rằng dưới áp lực từ các chi phí đầu vào cao, nếu các chi phí này tiếp tục tăng thì việc cân đối đầu vào với bán điện rất khó khăn. Thậm chí, lợi nhuận năm nay đã được cân đối bằng 0 để cân đối đảm bảo mức bán điện hợp lý.

"Ở các năm sau, tập đoàn sẽ tiếp tục cân đối các khoản này nhưng nếu giá đầu vào cao cũng không thể cân đối được. Do đó, những năm tới, Chính phủ và các bộ ngành cũng cần tính toán, làm sao có giải pháp để đảm bảo hài hòa lợi ích", ông Tài Anh nhấn mạnh.

Về nguy cơ thiếu điện trong thời gian tới, ông Nguyễn Quốc Trung, Phó giám đốc Trung tâm điều độ hệ thống điện quốc gia, cho hay việc đảm bảo cấp điện mùa khô cho khu vực miền Bắc tới đây sẽ tương đối khó khăn. "Khả năng khó đáp ứng có thể lên 2.000-3.000 MW trong giai đoạn cuối mùa khô năm 2022", ông nói.

Theo ông Trung, trung tâm đã có nhiều giải pháp như bố trí nguồn điện để không sửa chữa vào thời điểm nắng nóng, dành nguồn nước vào thời điểm cao điểm. Ngoài ra, đơn vị cũng đã có những buổi làm làm việc với các khách hàng doanh nghiệp lớn khuyến khích tập trung sản xuất tại thời điểm đủ điện, giảm sản xuất tại thời điểm thiếu điện.

Bên cạnh đó, ông cho biết hiện nay công suất đặt của toàn hệ thống điện lên tới 77.000 MW nhưng vẫn có tình trạng thiếu điện cục bộ khi thực tế, công suất phụ tải chỉ khoảng 43.000 MW.

"Việc suy giảm hiệu suất ở các nhà máy nhiệt điện hay xảy ra vào các tháng cuối mùa khô. Nguồn năng lượng tái tạo là điện mặt trời không phát được vào buổi tối trong khi lúc này nhu cầu điện lại nhiều", ông nhìn nhận.

Ngoài ra, Phó giám đốc Trung tâm điều độ hệ thống điện quốc gia cũng cho rằng một trong những vấn đề cần tháo gỡ là quy hoạch phát triển điện lực đang theo hướng bó chặt, không có tính mở và tính động, chưa phản ánh đúng bản chất của quy hoạch điện.

Thanh Thương