Tháo gỡ vướng mắc về cơ chế cho điện khí LNG để bảo đảm an ninh năng lượng quốc gia

Cần cơ chế phù hợp tháo gỡ khó khăn cho các dự án điện khí để bảo đảm an nin năng lượng Quốc gia

Vì sao cơ chế hiện hành chưa đủ sức tháo gỡ?

Sau khi Luật Điện lực năm 2024 có hiệu lực, Chính phủ đã ban hành Nghị định số 56/2025/NĐ-CP và Nghị định số 100/2025/NĐ-CP quy định chi tiết cơ chế phát triển các dự án điện lực, trong đó có nội dung về sản lượng điện hợp đồng tối thiểu dài hạn đối với các dự án nhiệt điện khí sử dụng LNG nhập khẩu. Đây là bước cụ thể hóa quy định tại khoản 2 Điều 12 và các điều khoản liên quan của Luật Điện lực, cho phép Chính phủ quy định cơ chế bảo đảm tiêu thụ, nguyên tắc chuyển ngang giá nhiên liệu sang giá điện và sản lượng điện hợp đồng tối thiểu dài hạn theo từng thời kỳ.

Tuy nhiên, trong quá trình triển khai, nhiều chủ đầu tư dự án LNG đã phản ánh những khó khăn thực tế. Cơ chế hiện hành quy định mức sản lượng điện hợp đồng tối thiểu dài hạn ở mức 65% sản lượng điện phát bình quân nhiều năm của dự án và thời gian áp dụng tối đa 10 năm kể từ khi vận hành thương mại. Theo các nhà đầu tư, mức cam kết này chưa đủ để tạo nền tảng tài chính vững chắc cho các dự án có quy mô vốn lớn, thời gian thu hồi vốn dài và phụ thuộc đáng kể vào biến động giá LNG trên thị trường quốc tế.

Về bản chất, sản lượng điện hợp đồng tối thiểu hiện nay là một cam kết tài chính, không đồng nghĩa với cam kết huy động thực tế. Trong bối cảnh thị trường điện cạnh tranh, giá thị trường có thể thấp hơn giá hợp đồng của các nhà máy LNG do chịu ảnh hưởng trực tiếp từ giá nhiên liệu nhập khẩu. Điều này khiến dòng tiền dự kiến của dự án thiếu tính ổn định, làm gia tăng rủi ro trong quá trình thu xếp vốn theo mô hình tài chính dự án (project finance). Khi các tổ chức tín dụng, đặc biệt là các định chế quốc tế, đánh giá dự án, yếu tố then chốt là khả năng bảo đảm dòng tiền dài hạn và ổn định. Nếu cơ chế cam kết không đủ mạnh, khả năng tiếp cận vốn sẽ bị hạn chế, kéo theo nguy cơ chậm tiến độ hoặc thậm chí đình trệ dự án.

Ở chiều ngược lại, bên mua điện, mà hiện nay chủ yếu là EVN, cũng bày tỏ lo ngại về rủi ro chi phí hệ thống. Nếu nâng cao tỷ lệ sản lượng điện hợp đồng tối thiểu trong khi nhu cầu thực tế thấp hơn dự báo hoặc tỷ trọng năng lượng tái tạo, tự sản tự tiêu và mua bán điện trực tiếp tăng nhanh, chi phí tài chính của bên mua điện có thể gia tăng mà không đi kèm sản lượng huy động tương ứng. Trong điều kiện giá điện hợp đồng của LNG có thể cao hơn giá thị trường, nguy cơ “over contract” là điều cần được cân nhắc thận trọng.

Chính vì vậy, điểm nghẽn hiện nay không chỉ nằm ở tỷ lệ phần trăm cam kết, mà ở bài toán cân bằng lợi ích giữa nhà đầu tư, bên mua điện, người tiêu dùng và mục tiêu an ninh năng lượng quốc gia.

Hai phương án sửa đổi và lựa chọn chính sách

Trên cơ sở rà soát toàn diện, Bộ Công Thương đã đề xuất hai phương án sửa đổi cơ chế sản lượng điện hợp đồng tối thiểu dài hạn.

Phương án thứ nhất theo hướng nâng mức sản lượng điện hợp đồng tối thiểu dài hạn lên không thấp hơn 75% sản lượng điện phát bình quân nhiều năm của dự án, thay vì 65% như hiện hành; đồng thời kéo dài thời gian áp dụng cơ chế từ tối đa 10 năm lên tối đa 15 năm kể từ khi dự án vận hành thương mại và tham gia thị trường điện. Bên cạnh đó, Dự thảo làm rõ đối tượng áp dụng là các dự án nhiệt điện khí sử dụng LNG nhập khẩu được nghiệm thu hoàn thành và đưa vào vận hành trong giai đoạn từ khi Luật Điện lực có hiệu lực đến trước ngày 1/1/2031; quy định cụ thể thời điểm bắt đầu áp dụng và nguyên tắc áp dụng theo từng năm trong thời hạn cam kết.

Phương án này có ưu điểm rõ rệt trong việc tăng cường độ chắc chắn của dòng tiền, nâng cao khả năng thu xếp vốn và giảm rủi ro tài chính cho chủ đầu tư. Trong bối cảnh Quy hoạch điện VIII điều chỉnh xác định nhiều dự án LNG quan trọng phải đưa vào vận hành giai đoạn 2026–2030, việc tăng mức cam kết có thể đóng vai trò “đòn bẩy thể chế”, giúp các dự án về đích đúng tiến độ.

Tuy nhiên, phương án này cũng tiềm ẩn rủi ro về chi phí hệ thống. Nếu không đồng bộ với các tính toán cân đối nguồn – tải và cải cách thiết kế thị trường điện, việc nâng tỷ lệ cam kết có thể làm tăng áp lực tài chính lên bên mua điện và gián tiếp tác động đến giá bán lẻ điện.

Phương án thứ hai thận trọng hơn khi giữ nguyên mức 65% và thời gian tối đa 10 năm, chỉ làm rõ về kỹ thuật áp dụng và đối tượng hưởng cơ chế. Cách tiếp cận này hạn chế rủi ro chi phí trong ngắn hạn nhưng có thể chưa đủ mạnh để giải quyết triệt để khó khăn thu xếp vốn của các dự án LNG quy mô lớn.

Điểm đáng chú ý là việc điều chỉnh cơ chế sản lượng điện hợp đồng tối thiểu không thể tách rời khỏi cải cách thiết kế thị trường điện. Bộ Công Thương đang rà soát tổng thể thị trường điện cạnh tranh, bao gồm khả năng áp dụng cơ chế giá điện hai thành phần (giá điện năng qua thị trường giao ngay và giá công suất thông qua cơ chế bảo đảm đủ công suất – CAM), cũng như điều chỉnh nhà máy điện tham chiếu. Mối liên hệ chặt chẽ giữa sản lượng hợp đồng tối thiểu, cơ chế giá và thiết kế thị trường đòi hỏi cách tiếp cận đồng bộ, tránh tạo ra méo mó hoặc phân bổ rủi ro thiếu hợp lý giữa các chủ thể.

Điều chỉnh kỹ thuật để bảo đảm an ninh năng lượng

Vấn đề cốt lõi của sửa đổi lần này không nằm ở con số 65% hay 75%, 10 năm hay 15 năm, mà ở mục tiêu chiến lược bảo đảm an ninh năng lượng quốc gia trong bối cảnh chuyển dịch năng lượng sâu rộng.

Theo Quy hoạch điện VIII điều chỉnh, các dự án nhiệt điện khí sử dụng LNG nhập khẩu sẽ là nguồn điện nền quan trọng, hỗ trợ vận hành hệ thống khi tỷ trọng năng lượng tái tạo tăng cao. Khác với nhiệt điện than truyền thống, điện khí LNG có mức phát thải thấp hơn, linh hoạt hơn trong điều chỉnh công suất, phù hợp với yêu cầu cân bằng hệ thống có nhiều nguồn gió, mặt trời biến động. Trong điều kiện Việt Nam không phát triển thêm nhiệt điện than và hướng tới mục tiêu phát thải ròng bằng “0” vào năm 2050, LNG đóng vai trò là nguồn chuyển tiếp chiến lược.

Giai đoạn 2026–2030 được đánh giá còn tiềm ẩn nguy cơ mất cân đối cung – cầu điện, nhất là khi tiến độ một số dự án nguồn điện lớn gặp khó khăn. Nếu các dự án LNG chậm triển khai do vướng mắc cơ chế, nguy cơ thiếu điện có thể trở thành hiện hữu. Khi đó, hệ thống buộc phải huy động các nguồn điện giá cao hơn như dầu DO, FO, gây tổn thất kinh tế lớn hơn nhiều so với chi phí gia tăng do điều chỉnh cơ chế hợp đồng.

Từ góc độ vĩ mô, bảo đảm cung cấp điện ổn định, liên tục là điều kiện tiên quyết cho tăng trưởng kinh tế – xã hội, thu hút đầu tư và ổn định đời sống nhân dân. Trong bài toán đánh đổi giữa chi phí ngắn hạn và rủi ro thiếu điện dài hạn, lựa chọn chính sách cần dựa trên lợi ích tổng thể quốc gia.

Mặt khác, việc sửa đổi Nghị định cũng hoàn toàn phù hợp với cơ sở pháp lý hiện hành. Luật Điện lực 2024 đã giao Chính phủ quy định cơ chế sản lượng điện hợp đồng tối thiểu dài hạn theo từng thời kỳ. Nghị quyết số 70-NQ/TW và các chương trình hành động của Chính phủ cũng đặt ra yêu cầu có cơ chế đặc thù, vượt trội để thu hút và triển khai các dự án năng lượng quan trọng, cấp bách, bảo đảm an ninh năng lượng quốc gia. Như vậy, sửa đổi lần này không phải là ưu đãi vượt khung, mà là vận dụng linh hoạt thẩm quyền được luật trao để xử lý điểm nghẽn thực tiễn.

Các chuyên gia kinh tế cho rằng, một chính sách năng lượng bền vững phải bảo đảm hài hòa lợi ích giữa các bên. Đối với Nhà nước, việc thúc đẩy các dự án LNG vào vận hành đúng tiến độ không chỉ bảo đảm an ninh năng lượng mà còn tạo nguồn thu ngân sách, lan tỏa hiệu ứng kinh tế cho các địa phương. Đối với doanh nghiệp phát điện, cơ chế ổn định là nền tảng để quyết định đầu tư và thu xếp vốn. Đối với bên mua điện, yêu cầu là kiểm soát chi phí hợp lý, tránh phát sinh gánh nặng tài chính không cần thiết. Và đối với người tiêu dùng, mục tiêu cuối cùng là được cung cấp điện an toàn, ổn định với mức giá hợp lý.

Chính vì vậy, lựa chọn phương án sửa đổi cần gắn với các tính toán cân đối nguồn – tải, kịch bản tăng trưởng phụ tải, tỷ trọng năng lượng tái tạo và tiến độ từng dự án cụ thể. Việc điều chỉnh cơ chế sản lượng điện hợp đồng tối thiểu nên đi kèm với hoàn thiện thiết kế thị trường điện, nâng cao tính minh bạch và kỷ luật thị trường, qua đó phân bổ rủi ro công bằng hơn giữa các chủ thể.

Trần Hương