Để mẫu hợp đồng mua bán điện (PPA) khả thi về việc cấp vốn: cần sửa đổi PPA của Việt Nam đối với điện gió trên bờ và ngoài khơi

21 Tháng 6, 2024

Điểm nổi bật 

• Mẫu hợp đồng mua bán điện (PPA) của Việt Nam cần được điều chỉnh để phù hợp với các tiêu chuẩn tài trợ quốc tế, đây là việc cần thiết để thu hút các nhà đầu tư và các bên cho vay toàn cầu. Tăng cường tính khả thi cấp vốn của PPA là chìa khóa để đảm bảo tài trợ cho các dự án điện gió.
• Cần phân bổ lại rủi ro thương mại công bằng cho tất cả các bên. Sự cân bằng trong phân bổ rủi ro là điều cơ bản để tạo ra một môi trường đầu tư bền vững và hấp dẫn trong lĩnh vực năng lượng tái tạo.
• Các sửa đổi đối với khung pháp lý và chính sách của Việt Nam rất quan trọng để hỗ trợ tài trợ cho các dự án năng lượng tái tạo và tạo ra một môi trường pháp lý thuận lợi cho việc đầu tư vào năng lượng tái tạo. 

 

Bối cảnh: Tài trợ cho dự án năng lượng tái tạo ở Việt Nam 

Các dự án điện gió ban đầu được khuyến khích vào năm 2011 theo Quyết định 37/2011/QĐ-TTg, được sửa đổi sau đó vào năm 2018. Tuy nhiên, mẫu hợp đồng mua bán điện (“Mẫu PPA”) cho điện gió không được ban hành cho đến năm 2019, theo Thông tư 02/2019/TT-BCT. Với biểu giá mua bán điện ưu đãi (“cơ chế FiT”) thuận lợi vào thời điểm đó, gần 4.000 MW công suất điện gió trên bờ đã được lắp đặt tính đến hết năm 2021 (khi cơ chế FiT ưu đãi cho điện gió hết hạn). 

Ngày 11 tháng 2 năm 2020, Bộ Chính trị đã ban hành Nghị quyết 55-NQ/TW nhằm giải quyết vấn đề ô nhiễm do nhiên liệu hóa thạch gây ra, đặt ra chiến lược phát triển năng lượng quốc gia của Việt Nam đến năm 2030 với tầm nhìn đến năm 2045 (“Nghị quyết 55”). Nghị quyết 55 được tiếp nối bởi Nghị quyết 140/NQ-CP của Chính phủ, ngày 2 tháng 10 năm 2020, ban hành kế hoạch hành động của Chính phủ để thực hiện Nghị quyết 55 (“Nghị quyết 140”).  

Năng lượng tái tạo (“NLTT”) hiện là yếu tố then chốt trong chính sách năng lượng của Việt Nam. Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia thời kỳ 2021 – 2030, tầm nhìn đến năm 2050 (“Quy hoạch Điện VIII”) phản ánh rõ ràng chính sách phát triển năng lượng xanh. Theo Quy hoạch Điện VIII, để đạt được các mục tiêu của Chương trình Chuyển đổi Năng lượng Công bằng (“JETP”), mục tiêu công suất NLTT đến năm 2030 là khá đáng kể, dao động từ 30,9% đến 39,2%, với mục tiêu đạt tới 47% lưới điện. Đến năm 2050, Quy hoạch Điện VIII đặt mục tiêu 67,5% đến 71,5% năng lượng của Việt Nam được sản xuất từ các nguồn NLTT.  

Ngoài ra, cam kết của Việt Nam về phát thải ròng bằng 0 tại COP26 đang thúc đẩy xu hướng này. Thực tế, nhiệt điện sẽ phải bị loại bỏ do vấn đề ô nhiễm và các lựa chọn tài trợ hạn chế hiện có trên thị trường cho điện than. Do đó, NLTT và điện khí LNG dự kiến sẽ là các nguồn thay thế chính cho nhiệt điện.  

Việc cơ chế FiT hết hạn, cùng với các vấn đề về tính khả thi cấp vốn của Mẫu PPA, đã dẫn đến sự tạm dừng phát triển điện gió trong ba năm qua. Khung pháp lý của Việt Nam phải nhanh chóng phát triển và thích ứng với những thách thức về NLTT, và đảm bảo các cơ hội tài trợ ưu đãi từ các tổ chức đa phương. Ngoài ra, các chuyên gia ước tính rằng các công ty nước ngoài và Đầu tư Trực tiếp Nước ngoài (“FDI”) cam kết theo dự án RE100/RE50 (100 hoặc 50 phần trăm năng lượng tái tạo) sẽ rời Việt Nam (vào năm 2030-2040), và các công ty RE100/RE50 và đa quốc gia khác sẽ chọn đầu tư vào các quốc gia có đủ nguồn năng lượng tái tạo.  

Để chuyển đổi thành công sang NLTT, Việt Nam sẽ cần các khoản đầu tư lớn từ nguồn đầu tư công và tư nhân. Trong giai đoạn 2021-2030, Việt Nam cần đầu tư 95,4 tỷ USD cho các nhà máy điện, và 32,9 tỷ USD cho lưới điện.1 Về lâu dài (giai đoạn 2031-2045), Việt Nam sẽ cần đầu tư lên đến 140,2 tỷ USD cho các nhà máy điện và 52,1 tỷ USD để cải thiện lưới điện.2  

Tình hình hiện tại đòi hỏi thay đổi khung chính sách và pháp lý cho điện gió, đặc biệt là điện gió ngoài khơi, cũng như NLTT nói chung, để được phát triển và tài trợ trong tương lai gần. Trong phần tiếp theo, chúng ta sẽ xem xét một trong những vấn đề chính để giải quyết nút thắt tài trợ – tính khả thi cấp vốn của Mẫu PPA của Việt Nam.

Các vấn đề về tính khả thi cấp vốn của Mẫu PPA của Việt Nam 

Mẫu PPA này đã được tuyên bố là “không khả thi cấp vốn” bởi một loạt các ngân hàng quốc tế. Kinh nghiệm quốc tế cho thấy PPA có thể được cấp vốn khi PPA phân bổ mỗi rủi ro thương mại cho bên có khả năng quản lý và giảm thiểu rủi ro đó tốt nhất. Theo tiêu chuẩn này, như đã thảo luận dưới đây, chúng tôi đã xác định được một số khu vực mà Mẫu PPA của Việt Nam có thể đã phân bổ rủi ro cho các bên chưa đúng. 

Để đạt được các mục tiêu tham vọng của mình, Chính phủ Việt Nam nên cân nhắc chi phí và hệ quả của việc sửa đổi Mẫu PPA để khuyến khích một nhóm lớn các ngân hàng quốc tế nhìn nhận Mẫu PPA của Việt Nam là “khả thi cấp vốn”. 

Chúng tôi sẽ tập trung vào các rủi ro và các biện pháp giảm thiểu rủi ro có thể được áp dụng trước hết trên cơ sở thí điểm (nhiều khả năng cho các dự án quy mô lớn), liên quan đến tính khả thi cấp vốn của Mẫu PPA cho các dự án NLTT. 

• Thiếu quy định về nghĩa vụ mua điện của EVN  

Yếu tố quan trọng nhất mà các bên liên quan dự án phải xem xét là mối quan hệ của họ với EVN. Mặc dù các quy định hiện hành quy định các điều khoản của mối quan hệ giữa EVN và các bên liên quan, dẫn đến nhiều rủi ro có thể ảnh hưởng đến tính khả thi cấp vốn của Mẫu PPA đối với hầu hết các bên cho vay quốc tế.  

Thông tư 01/2023 của Bộ Công Thương (“BCT”), ban hành ngày 19 tháng 1 năm 2023 (“Thông tư 01”), loại bỏ nghĩa vụ mua điện của EVN đối với điện được sản xuất bởi một dự án điện gió/mặt trời. Gần đây hơn, Thông tư 07/2024 của BCT, ban hành ngày 12 tháng 4 năm 2024, quy định phương pháp tính giá điện và Mẫu PPA (“Thông tư 07”) cũng áp dụng cho các dự án điện gió và điện mặt trời tham gia thị trường điện bán buôn Việt Nam. Theo Thông tư 07, cách tính giá điện cho một dự án điện gió hoặc mặt trời chưa được quy định cụ thể. Tuy nhiên, Thông tư 07 không có quy định về nghĩa vụ mua điện của EVN đối với điện được sản xuất bởi một dự án điện gió/điện mặt trời. Điều này tạo ra rủi ro lớn rằng EVN sẽ từ chối mua điện do nhà máy sản xuất. Rủi ro càng lớn hơn do các hệ thống lưu trữ năng lượng bằng pin chưa được phát triển để giảm thiểu rủi ro này và các quy định thực hiện về xuất khẩu điện hiện chưa được ban hành. 

Một dự án không thể nhận được tài trợ thu hồi giới hạn nếu không có dòng tiền ổn định và các bên cho vay phải đối mặt với sự không chắc chắn khi xây dựng các mô hình tài chính. Các biện pháp giảm thiểu cho vấn đề này nên là (i) khôi phục nghĩa vụ “mua hoặc nhận” của EVN trong Mẫu PPA, hoặc (ii) đưa các cơ chế khác vào thực hiện càng sớm càng tốt, như DPPA (hợp đồng mua bán điện trực tiếp) hoặc cho phép các dự án liên quan để bán điện cho các quốc gia khác. 

•  Thỏa thuận trực tiếp giữa EVN và các bên cho vay  

Mẫu PPA không quy định về thỏa thuận trực tiếp giữa EVN và các bên cho vay. Trước đây, EVN đã từng quy định thỏa thuận này trong việc tài trợ các dự án nhiệt điện than quy mô lớn theo hình thức Xây dựng-Vận hành-Chuyển giao, nhưng lại không có quy định tương tự đối với các dự án NLTT. Các bên cho vay quốc tế tài trợ các dự án quy mô lớn có thể không sẵn sàng chấp nhận rủi ro này. Chính phủ có thể xem xét một giải pháp khả thi là cân nhắc ngưỡng công suất, theo đó các dự án có công suất vượt quá ngưỡng sẽ có thỏa thuận trực tiếp với các bên cho vay. 

• Quyền can thiệp của bên cho vay 

Mẫu PPA không đề cập đến quyền can thiệp của các bên cho vay trong trường hợp EVN vi phạm. Mặc dù Mẫu PPA cho phép bên tài trợ dự án chuyển nhượng các quyền theo hợp đồng, nhưng việc này phải được EVN chấp thuận bằng văn bản. Rủi ro này có thể được giải quyết bằng cách đưa quyền can thiệp của bên cho vay vào PPA đối với các dự án thí điểm hoặc các dự án đạt đến một ngưỡng công suất nhất định, như đã đề cập trong phần (2) ở trên, mà không cần yêu cầu chấp thuận bằng văn bản của EVN. 

Nếu thỏa thuận trực tiếp giữa EVN và bên cho vay, được thảo luận trong phần (2) ở trên, được cho phép trong một dự án, khi đó quyền can thiệp của bên cho vay có thể được bao gồm trong thỏa thuận trực tiếp và không nhất thiết phải có trong PPA (mặc dù sẽ tốt hơn nếu PPA ghi nhận quyền của bên cho vay và loại bỏ yêu cầu chấp thuận bằng văn bản của EVN). 

• Rủi ro kết nối lưới điện 

Một rủi ro tài chính tiềm ẩn dài hạn có thể phát sinh từ các vấn đề kỹ thuật ảnh hưởng đến hệ thống truyền tải, từ đó ảnh hưởng đến khả năng điều phối năng lượng từ một dự án. Mẫu PPA  quy định cụ thể là rủi ro truyền tải thuộc về bên tài trợ dự án cho đến thời điểm kết nối. Rủi ro truyền tải này có thể do nhiều nguyên nhân gây ra, bao gồm cả việc mua đất để xây dựng đường dây. Đối với dự án điện gió ngoài khơi, đây là vấn đề phức tạp liên quan đến việc phân bổ vùng biển và thuê đất (vì đường dây đi qua biển và đất của nhiều chủ sở hữu). Trong trường hợp chậm trễ trong việc phân bổ vùng biển hoặc cho thuê đất, hoặc các vấn đề phức tạp trong việc giải phóng mặt bằng và giải phóng mặt bằng, tiến độ dự án sẽ bị ảnh hưởng. 

 Rủi ro này được kiểm soát tốt nhất ở phía Chính phủ, do đó, cách hiệu quả và tiết kiệm chi phí nhất là chuyển rủi ro này cho Chính phủ. Chúng tôi đề xuất rằng trong trường hợp xảy ra các sự kiện nhất định liên quan đến kết nối lưới điện, rủi ro có thể được xử lý bằng cách kéo dài thời hạn của dự án, tăng biểu giá cho dự án, hoặc kết hợp các biện pháp này, với phương án dự phòng là bảo lãnh chính phủ cấp bởi Chính phủ hoặc BTC. Chúng tôi hiểu rằng Chính phủ có thể chưa sẵn sàng bảo lãnh cho bất kỳ dự án năng lượng nào. Trong Công văn số 9323/BCT-DL của BCT ngày 29 tháng 12 năm 2023, khi nói về các dự án điện khí hóa lỏng (LNG), BCT đề xuất Chính phủ không bảo lãnh cho bất kỳ nghĩa vụ nào của EVN theo PPA hoặc đối với khả năng chuyển đổi ngoại tệ. Một lần nữa, Chính phủ có thể cân nhắc việc bảo lãnh đối với rủi ro kết nối lưới điện cho dự án thí điểm ban đầu, hoặc chỉ đối với các dự án năng lượng tái tạo quy mô lớn đáp ứng các tiêu chí quy định. 

• Không có cơ chế bồi thường rõ ràng  

Mẫu PPA quy định một số trường hợp mà một trong các bên vi phạm thỏa thuận. Việc vi phạm dẫn đến nghĩa vụ bồi thường thiệt hại thực tế, trực tiếp mà bên bị thiệt hại được hưởng nếu không xảy ra vi phạm. Bên bị thiệt hại có trách nhiệm chứng minh những thiệt hại hoặc mất mát đó. 

Cơ chế bồi thường dựa trên vi phạm này không có sự chắc chắn. Cơ chế bồi thường tương tự cũng được áp dụng cho việc chấm dứt hợp đồng. Theo Mẫu PPA, không có khoản thanh toán chấm dứt hợp đồng trong trường hợp chấm dứt không do lỗi của bên nào, ví dụ như chấm dứt do bất khả kháng. Để cung cấp nguồn tài trợ thu hồi giới hạn, các bên cho vay sẽ yêu cầu thanh toán khi chấm dứt hợp đồng (bất kể nguyên nhân) để ít nhất trang trải khoản gốc chưa thanh toán của tất cả các khoản vay dự án, tiền lãi đến thời điểm chấm dứt và chi phí hợp đồng bảo hiểm (nếu có). 

Để đảm bảo sự chắc chắn cho các bên cho vay quốc tế, một giải pháp khả thi cho vấn đề này là cho phép một khoản tiền bồi thường thỏa thuận được thanh toán cho bên bán điện khi sự kiện liên quan xảy ra (ví dụ: khi bên bán sẵn sàng phát điện nhưng lưới điện chưa sẵn sàng, bên bán sẽ được EVN bồi thường với mức phí tính theo ngày dựa trên thỏa thuận). Cơ chế tương tự cũng nên được áp dụng khi việc cung cấp điện bị hạn chế. Mẫu PPA cũng nên quy định về các khoản thanh toán chấm dứt hợp đồng không do vi phạm, như đã đề cập ở trên. 

• Không có bảo hộ pháp lý trong trường hợp thay đổi pháp luật 

Một yếu tố đáng lo ngại đối với các nhà đầu tư, đặc biệt là các nhà đầu tư quốc tế, là việc không có sự bảo vệ trong trường hợp pháp luật thay đổi theo hướng bất lợi. Luật pháp Việt Nam, thông qua Luật Đầu tư3, quy định bảo vệ chung đối với việc thay đổi pháp luật; tuy nhiên, quy định này chỉ áp dụng khi việc thay đổi pháp luật liên quan đến ưu đãi đầu tư được cấp cho nhà đầu tư.  

Theo chúng tôi, EVN có khả năng quản lý rủi ro này tốt hơn và nên chịu trách nhiệm theo PPA. Ngoài ra, nên dự phòng cho nghĩa vụ bảo hộ pháp lý của EVN bằng bảo lãnh chính phủ, cấp bởi Chính phủ hoặc BTC. Để kích hoạt sự thay đổi trong điều khoản luật, Mẫu PPA có thể nêu một ngưỡng thiệt hại tính bằng tiền mà một hoặc một loạt các thay đổi bất lợi gây ra cho nhà tài trợ dự án, trong một khoảng thời gian nhất định (ví dụ: 6 tháng). Trong trường hợp thiệt hại vượt quá ngưỡng, Chính phủ (hoặc Bộ Tài chính (“BTC”)) sẽ cấp bảo lãnh chính phủ, và tổng thiệt hại sẽ được thanh toán cho các nhà đầu tư. Ngoài ra, bảo lãnh chính phủ cũng có thể được thực hiện hình thức kéo dài thời hạn dự án, tăng biểu giá cho dự án, hoặc kết hợp các biện pháp này. Cơ chế này sẽ cung cấp mức độ đảm bảo đáng kể cho các nhà đầu tư và bên cho vay quốc tế trước những thay đổi về luật. 

Trong tình hình hiện tại, có vẻ Chính phủ hoặc BTC sẽ khó cấp bảo lãnh chính phủ; nhưng với xếp hạng tín dụng hiện tại của EVN, việc không có bảo lãnh chính phủ do Chính phủ hoặc BTC cấp sẽ là một dấu hiệu cảnh báo lớn đối với tính khả thi cấp vốn. 

• Loại bỏ thời hạn 20 năm 

Thông tư 01 đã loại bỏ thời hạn 20 năm của Mẫu PPA. Thông tư 07 cũng cho phép các bên thương lượng các điều khoản của PPA. Do đó, thời hạn của PPA hiện phụ thuộc vào việc đàm phán với EVN hoặc một công ty điện lực, điều này gây ra sự không chắc chắn cho các bên cho vay và nhà tài trợ. Các bên cho vay sẽ yêu cầu sự chắc chắn, ít nhất là trong thời hạn của tất cả các khoản vay dự án. Điều này có thể được giải quyết bằng cách đưa thời hạn PPA tối thiểu vào lại Mẫu PPA, nhưng không nhất thiết phải là thời hạn 20 năm ban đầu. Một khoảng ngắn hơn mà có thể bao gồm thời hạn cho hầu hết các khoản vay thương mại/ECA, chẳng hạn như thời hạn 15 năm, là đủ. Tất nhiên, các nhà tài trợ được tự do thương lượng thời hạn dài hơn với EVN. 

• Rủi ro tỷ giá hối đoái 

Theo cơ chế FiT, giá điện FiT được tính bằng USD và có cơ chế chuyển đổi doanh thu VND sang USD. Tuy nhiên, theo luật hiện hành, biểu giá PPA phải được tính bằng VND mà không liên kết với lạm phát USD, CPI của Mỹ hoặc USD nói chung, bất kể thực tế là các khoản vay dự án thường được vay từ các bên cho vay quốc tế và được tính bằng USD. 

Theo Thông tư 19/2023/TT-BCT của BCT ngày 01 tháng 11 năm 2023, về phương thức xây dựng khung giá cho nhà máy điện gió và mặt trời (“Thông tư 19”), hàng năm BCT sẽ ban hành một khung giá bằng VND, áp dụng cho các hợp đồng mua bán điện gió và điện mặt trời được ký kết trong năm đó, và tỷ giá hối đoái sẽ được xem xét vào thời điểm xây dựng khung giá. Vấn đề là những thay đổi của tỷ giá hối đoái USD-VND trong nhiều năm không được tính đến nếu tỷ giá được cố định vào đầu thời hạn PPA.  

Thông tư 07 cho phép điều chỉnh tỷ giá hối đoái dựa trên tổng số tiền vay nước ngoài cho dự án, kế hoạch trả nợ vay, số tiền gốc thực tế đã được trả, tỷ giá hối đoái được sử dụng trong việc tính toán giá bán điện, tỷ giá hối đoái được sử dụng trong năm trước đó. Các bên sẽ thống nhất thanh toán khoản chênh lệch do tỷ giá hối đoái phát sinh hàng năm theo công thức tại Thông tư 07. Vấn đề này cũng giống như vấn đề đã thảo luận ở trên liên quan đến Thông tư 19. 

Việc thiếu cơ chế tỷ giá hối đoái phù hợp trong PPA là một vấn đề tiềm ẩn đáng kể đối với các bên cho vay quốc tế trong việc tài trợ dự án vì họ đòi hỏi sự chắc chắn, rằng doanh thu từ PPA đủ để trả nợ gốc và lãi của tất cả các khoản vay dự án. Cách hiệu quả nhất để giảm thiểu rủi ro tỷ giá hối đoái là Chính phủ (hoặc BTC) sẽ chi trả rủi ro tỷ giá hối đoái trong bảo lãnh chính phủ của họ.  

Một vấn đề khác đáng lưu ý là Thông tư 19 giới hạn chi phí vay, liên quan đến việc thu xếp các khoản vay nhưng không liên quan đến lãi suất, đối với các khoản vay quốc tế và nội địa lần lượt là 3% và 3,5% mỗi năm. 

• Giải quyết tranh chấp 

Một rủi ro khác đối với các nhà tài trợ và bên cho vay là không có cơ chế trọng tài rõ ràng để giải quyết các tranh chấp phát sinh theo PPA. Mặc dù Mẫu PPA quy định về “các cơ chế giải quyết tranh chấp khác”, nhưng không cho phép giải quyết tranh chấp bằng trọng tài một cách rõ ràng. Trọng tài quốc tế là phương thức giải quyết tranh chấp quan trọng đối với các nhà đầu tư nước ngoài. Có thể tranh luận về trọng tài quốc tế theo Luật Đầu tư khi bên bán là công ty có hơn 50% vốn sở hữu nước ngoài. Tuy nhiên, Mẫu PPA cần được sửa đổi để cho phép rõ ràng trọng tài quốc tế trong mọi trường hợp. 

Kết luận  

Việc đề xuất Chính phủ hoặc BTC cấp bảo lãnh chính phủ có vẻ như là một ý tưởng cũ, mà một mặt Chính phủ có thể không sẵn sàng đáp ứng, mặt khác, các bên cho vay quốc tế có thể không sẵn sàng tài trợ thu hồi giới hạn cho các dự án năng lượng tái tạo quy mô lớn nếu không chắc chắn rằng các khoản vay dự án (bao gồm cả lãi) sẽ được hoàn trả trong mọi trường hợp. Khung pháp lý và chính sách hiện hành không cung cấp cho các bên cho vay quốc tế đủ ưu đãi và sự chắc chắn để tài trợ các dự án năng lượng tái tạo quy mô lớn tại Việt Nam. Chính phủ nên cân nhắc việc cấp bảo lãnh chính phủ trước khi các công ty, tổ chức lớn rời khỏi thị trường và theo đuổi các cơ hội khác trong khu vực và trên thế giới. Nếu các bên cho vay không tài trợ cho việc phát triển năng lượng tái tạo ở Việt Nam, các công ty nước ngoài và FDI cam kết với các cam kết theo dự án RE50 và RE100 sẽ cần tìm các địa điểm thay thế cho hoạt động sản xuất, chế tạo và lao động của họ. 

Tác giả

Xem bài viết trên Lexology TẠI ĐÂY.

Để biết thêm thông tin, vui lòng liên hệ Ban Truyền thông và Marketing của YKVN:

T: (+84-28) 3 822 3155
marketing@ykvn-law.com