Thách thức trong Đàm phán PPA tại Việt Nam

Thách thức trong Đàm phán PPA tại Việt Nam
Ngày đăng: 04/06/2025 12:55 PM

    1. Giới thiệu

    Đàm phán Hợp đồng Mua bán Điện (PPA) cho các dự án năng lượng mặt trời tại Việt Nam đang đối mặt với nhiều thách thức phức tạp, từ cơ chế giá điện không ổn định, thời hạn hợp đồng thiếu linh hoạt, đến các điều khoản rủi ro mất cân bằng. Bài phân tích này làm rõ 3 thách thức chính trong đàm phán PPA tại thị trường Việt Nam và đề xuất giải pháp khắc phục.


    2. Thách thức về Giá điện trong PPA

    2.1. Biến động chính sách giá

    • Giai đoạn FIT (2017-2020): Giá cố định 7.09-9.35 US¢/kWh → thu hút mạnh FDI nhưng gây quá tải lưới

    • Giai đoạn đấu thầu (2021-nay): Giá giảm mạnh (~4-5 US¢/kWh) khiến IRR dự án giảm từ 12% xuống 8-9%

    • Khó khăn:

      • Thiếu cơ chế điều chỉnh giá theo lạm phát/biến động USD/VND

      • Mâu thuẫn giữa EVN (muốn giá thấp) và nhà đầu tư (cần đảm bảo lợi nhuận)

    2.2. Rủi ro tỷ giá ngoại tệ

    • 90% PPA tính bằng VND nhưng vốn vay bằng USD

    • Khi VND mất giá 5% → IRR giảm 1.5-2 điểm %

    Giải pháp đề xuất:

    • Thêm điều khoản điều chỉnh giá theo CPI/tỷ giá

    • Phát triển PPA lai (50% giá cố định + 50% biến đổi)


    3. Thách thức về Thời hạn Hợp đồng

    3.1. Bất cập thời hạn PPA

    Loại dự án Thời hạn PPA Vấn đề phát sinh
    Dự án FIT (cũ) 20 năm EVN muốn rút ngắn do quá tải lưới
    Dự án đấu thầu 15-20 năm Khó thu xếp vốn vì ngân hàng chỉ bảo lãnh tối đa 12 năm
    DPPA thí điểm 10-15 năm Chưa phù hợp với vòng đời dự án (25-30 năm)

    3.2. Xung đột lợi ích

    • Nhà đầu tư cần PPA dài hạn (20+ năm) để hoàn vốn

    • EVN/Bộ Công Thương muốn ngắn hạn (10-15 năm) để linh hoạt chính sách

    Giải pháp đề xuất:

    • Cơ chế tự động gia hạn nếu đạt KPI vận hành

    • PPA phân kỳ: 10 năm giá cố định + 10 năm giá thị trường


    4. Thách thức về Điều khoản Rủi ro

    4.1. Phân bổ rủi ro không cân bằng

    Rủi ro Phân bổ hiện nay Lý do gây tranh cãi
    Gián đoạn lưới 100% nhà đầu tư EVN không bồi thường khi cắt giảm công suất
    Force Majeure Không rõ ràng Thiếu danh mục cụ thể (VD: dịch bệnh có được tính?)
    Thay đổi pháp luật Nhà đầu tư chịu Rủi ro chính sách là yếu tố khó lường

    4.2. Điều khoản "Take-or-Pay" cứng nhắc

    • EVN chỉ cam kết mua 80-90% công suất → 10-20% điện phát không được thanh toán

    • Khác với chuẩn quốc tế (thường 95-100%)

    Case study: Nhà máy 100MW tại Ninh Thuận thiệt hại 2-3 triệu USD/năm do cắt giảm công suất

    4.3. Thiếu cơ chế giải quyết tranh chấp

    • 85% PPA yêu cầu giải quyết tại tòa án Việt Nam

    • Nhà đầu tư nước ngoài muốn trọng tài quốc tế (SIAC, ICC)

    Giải pháp đề xuất:

    • Bổ sung phụ lục chia sẻ rủi ro theo chuẩn IFC

    • Áp dụng cơ chế bồi thường 2 chiều cho gián đoạn lưới


    5. Kiến nghị Cải cách PPA

    5.1. Về giá điện

    • Triển khai PPA chỉ số hóa theo:

      • 40% CPI

      • 30% tỷ giá USD/VND

      • 30% giá nhiên liệu thế giới

    5.2. Về thời hạn

    • Chuẩn hóa PPA 20 năm + tự động gia hạn 5 năm nếu đạt hiệu suất

    • Cho phép chuyển nhượng PPA sau 10 năm

    5.3. Về điều khoản

    • Áp dụng mẫu PPA của Ngân hàng Thế giới có điều chỉnh

    • Bổ sung:

      • Điều khoản bồi thường Force Majeure

      • Cơ chế trọng tài quốc tế


    6. Kết luận

    Việc đàm phán PPA điện mặt trời tại Việt Nam đang đứng trước thách thức "3 không": giá không ổn định, thời hạn không đủ dài, điều khoản không cân bằng. Để thu hút đầu tư chất lượng cao, cần cải cách đồng bộ từ chính sách giá điện đến khung pháp lý hợp đồng. Các giải pháp PPA linh hoạt, kết hợp bài học quốc tế và đặc thù Việt Nam sẽ là chìa khóa phát triển bền vững ngành năng lượng tái tạo.