Chia sẻ rủi ro trong đầu tư điện gió ngoài khơi: Ba sai lầm phổ biến và bài học cho Việt Nam

Nguyên tắc minh bạch giá, phân bổ rủi ro, bảo vệ quyền lợi của các bên khi sửa đổi Luật Điện lực (năm 2026) Việc sửa đổi, bổ sung một số điều của Luật Điện lực là cơ hội tháo gỡ vướng mắc đầu tư, phát triển nguồn, lưới điện, đáp ứng nhu cầu điện ngày càng tăng và bảo đảm an ninh năng lượng quốc gia. Tuy nhiên, thu hút đầu tư không chỉ là tạo điều kiện để dự án tiếp cận vốn, mà còn phải bảo đảm chi phí hợp lý, hợp đồng minh bạch, phân bổ rủi ro công bằng giữa nhà nước, nhà đầu tư, bên mua điện và người sử dụng điện. Trong bối cảnh đó, cơ chế thanh toán công suất, sản lượng điện hợp đồng tối thiểu dài hạn (Qc) đối với điện khí LNG và cách xử lý rủi ro trong hợp đồng mua bán điện cần được xem xét thận trọng. Nếu thiếu điều kiện kiểm soát, những cơ chế được thiết kế để hỗ trợ đầu tư có thể trở thành nghĩa vụ thanh toán kéo dài (kể cả khi hệ thống không nhận được đầy đủ giá trị tương ứng).

Mở đầu:

Trong bối cảnh Việt Nam định hướng phát triển điện gió ngoài khơi đến 2035 là 17 GW, đến 2050 là 134 GW, nhu cầu kêu gọi dòng vốn đầu tư trực tiếp nước ngoài (FDI) cho các dự án điện gió ngoài khơi trung bình 500 MW khoảng 2 tỷ USD là rất cần thiết. Thực tế hiện nay có một số công ty nước ngoài và trong nước đã được cấp phép khảo sát điện gió ngoài khơi như Energy Enterprise (Anh), Pacifico (Mỹ), Sumitomo (Nhật Bản), CIP (Đan Mạch), Semcorp (Singapo), Gentari (Malaysia), PTSC, REE với tổng số công suất đăng ký lên tới khoảng 10 GW - tức vốn đầu tư lên tới 40 tỷ USD.

Riêng giấy phép đầu tiên của Energy Enterprise được cấp từ 2019, có chi phí khảo sát nền tảng cơ bản, nhưng đã hết hạn và đang bối rối xử lý giai đoạn hậu giấy phép. Để có thể hài hòa lợi ích và phát triển bền vững ngành kinh tế điện gió ngoài khơi non trẻ, cần tham khảo bài học xây dựng chính sách của các nước đã đi trước thành công, đặc biệt trong mảng chia sẻ rủi ro.

Bài học từ các thị trường tiên phong:

Nguyên tắc phân chia rủi ro:

Rủi ro nên giao cho bên có năng lực kiểm soát và hấp thụ tốt nhất, thay vì dồn hết cho nhà đầu tư hay ngân hàng. Nguyên tắc này đặc biệt quan trọng, vì điện gió ngoài khơi có vốn đầu tư lớn, chu kỳ phát triển dài và rủi ro cao ở giai đoạn khảo sát, cấp phép và đấu nối.

Chính phủ: Quy hoạch không gian biển, quyền tiếp cận khu vực biển, khảo sát nền tảng ban đầu, cấp phép, đấu nối lưới và đầu tư hạ tầng cảng/truyền tải dùng chung.

Nhà đầu tư: Trả chi phí khảo sát chi tiết bổ sung, thiết kế, thi công, lắp đặt, vận hành, bảo trì, hiệu suất tua bin và các sai sót kỹ thuật thuộc phạm vi kiểm soát của mình.

Chia sẻ có điều kiện: Rủi ro giá điện, lãi suất, tỷ giá, chuỗi cung ứng và sự kiện bất khả kháng nên được xử lý bằng hợp đồng dài hạn, bảo hiểm, bảo lãnh và cơ chế điều chỉnh có giới hạn.

Không chuyển giao rủi ro pháp lý: Nếu quy hoạch, giấy phép, hoặc quyết định đấu nối thay đổi vì lý do thuộc trách nhiệm Nhà nước, cần có cơ chế bồi hoàn, gia hạn, hoặc tái cân bằng hợp đồng rõ ràng.

Kinh nghiệm xây dựng chính sách:

Kinh nghiệm Đan Mạch nhấn mạnh ba trụ cột: Mục tiêu dài hạn đáng tin cậy, quy trình cấp phép minh bạch và cơ chế chia sẻ rủi ro hợp lý giữa nhà nước và nhà đầu tư tư nhân. Ở Anh, hợp đồng chênh lệch là công cụ then chốt để biến dự án vốn lớn thành dòng tiền có thể tài trợ được.

Đối với Việt Nam, các công cụ phù hợp gồm:

1. Hợp đồng mua bán điện (PPA) dài hạn có tính khả thi tài chính: PPA phải xác định rõ giá, thời hạn, khối lượng, điểm giao điện, cơ chế điều chỉnh và quyền - nghĩa vụ khi xảy ra sự kiện bất khả kháng. Ngân hàng Thế gới (World Bank) xếp việc cải thiện tính bankable của PPA là một trong các ưu tiên hàng đầu.

2. Cơ chế giá, hoặc bảo đảm doanh thu: Có thể áp dụng Hợp đồng chênh lệch (CfD), hợp đồng mua bán điện hai chiều, hoặc cơ chế tương đương để giảm rủi ro giá điện và tạo dòng tiền ổn định.

3. Khảo sát tập trung trước đấu thầu: Nhà nước tổ chức và công khai dữ liệu địa chất, gió, môi trường, hàng hải; nhà đầu tư hoàn trả chi phí sau khi trúng thầu. Cách này giảm rủi ro tiền khả thi và rủi ro pháp lý.

4. Hạ tầng đi trước: Quy hoạch và đầu tư lưới điện ngoài khơi, trạm biến áp, cảng lắp ráp, cảng vận hành và tuyến cáp trước, hoặc đồng bộ với dự án. Đây là cách giảm chi phí, rút ngắn tiến độ và tăng sức hấp dẫn của danh mục dự án.

5. Quy trình cấp phép có thời hạn và minh bạch: Mỗi loại giấy phép cần có thời hạn thẩm định, trách nhiệm trả lời và quy trình phối hợp giữa các bộ, ngành; World Bank khuyến nghị Việt Nam rà soát quy trình phát triển, xây dựng và vận hành.

Bài học từ Mỹ cho thấy tiềm năng tài nguyên điện gió ngoài khơi lớn không tự động tạo ra dự án khả thi, nếu hợp đồng, lãi suất và phân bổ rủi ro thiếu ổn định. Vì vậy, Việt Nam không nên để nhà đầu tư chịu rủi ro quy hoạch biển, chậm đấu nối, thiếu dữ liệu khảo sát nền tảng, hoặc thay đổi đột ngột cơ chế giá.

Cần tránh ba sai lầm phổ biến:

Thứ nhất: Đấu thầu chỉ theo giá điện thấp nhất mà bỏ qua khả năng triển khai thực tế, chất lượng khảo sát và năng lực chuỗi cung ứng. Hội đồng Năng lượng Gió Toàn cầu (GWEC) khuyến nghị thiết kế lại đấu thầu theo hướng khả thi triển khai và chia sẻ rủi ro tốt hơn.

Thứ hai: Yêu cầu nhà đầu tư tự lo toàn bộ hạ tầng lưới và cảng, khiến chi phí vốn tăng và dự án nhỏ khó khả thi.

Thứ ba: Thiếu dữ liệu biển dùng chung và cơ chế chia sẻ dữ liệu có kiểm soát giữa các bộ, ngành, làm tăng chi phí khảo sát lặp lại và kéo dài thời gian thẩm định.

Khung đề xuất cho Việt Nam:

Một mô hình phù hợp là nhà nước chuẩn bị thị trường, nhà đầu tư chịu rủi ro thực hiện:

1. Xây quy hoạch không gian biển và công bố danh mục vùng phát triển đầu tiên, kèm lộ trình đấu thầu dài hạn.

2. Nhà nước tổ chức khảo sát nền tảng cơ bản, thu thập và chia sẻ dữ liệu biển có kiểm soát; xác định rõ quyền tiếp cận khu vực biển trong suốt vòng đời dự án.

3. Đầu tư, hoặc bảo lãnh hạ tầng dùng chung: Lưới truyền tải ngoài khơi, điểm đấu nối, cảng lắp ráp và cảng vận hành.

4. Đấu thầu quyền phát triển và PPA trong cùng một gói, với tiêu chí đánh giá bao gồm giá, năng lực tài chính, kinh nghiệm, kế hoạch chuỗi cung ứng và khả năng triển khai.

5. Áp dụng cơ chế giá dài hạn, hoặc CfD cho giai đoạn đầu, có lộ trình chuyển sang cạnh tranh giá khi chuỗi cung ứng và năng lực tài chính trong nước trưởng thành.

6. Đưa điều khoản tái cân bằng hợp đồng, bảo hiểm, bảo lãnh và giải quyết tranh chấp vào hợp đồng ngay từ đầu, để không phải tái đàm phán khi rủi ro xảy ra.

Kết luận:

Để điện gió ngoài khơi Việt Nam thu hút được vốn FDI với chi phí hợp lý, nhà nước cần chuyển từ vai trò “cấp phép”, sang vai trò quản trị rủi ro hệ thống: Chuẩn hóa dữ liệu, quy hoạch hạ tầng, bảo đảm tính ổn định pháp lý và thiết kế hợp đồng dài hạn. Ngược lại, nhà đầu tư phải chịu trách nhiệm rõ ràng về kỹ thuật, tiến độ, hiệu suất và chi phí vận hành.

Nếu thực hiện đúng, việc chia sẻ rủi ro sẽ không làm tăng gánh nặng ngân sách, mà giúp hạ chi phí vốn, rút ngắn thời gian phát triển và tạo điều kiện cho chuỗi cung ứng, cảng biển cùng nhân lực trong nước hình thành theo quy mô./.

TS. DƯ VĂN TOÁN

Tài liệu tham khảo:

[1]. IRENA, 2025: Offshore-Renewables-Toolkit

[2]. World Bank, 2021: Offshore Wind Roadmap for Vietnam 2050