Chậm trễ trong đầu tư nguồn điện khí/LNG - Cần thống nhất các cơ chế còn khác biệt

Khó khăn của nhà đầu tư nguồn nhiệt điện độc lập ở Việt Nam và kiến nghị giải pháp chính sách Theo báo cáo của EVN, sản lượng điện sản xuất và nhập khẩu 6 tháng đầu năm 2025 của toàn hệ thống điện đạt 155,79 tỷ kWh, cao hơn 2,67% so với cùng kỳ năm 2024 (151,74 tỷ kWh). Tỷ lệ tăng trưởng thấp có thể được giải thích bởi nhiều yếu tố, trong đó yếu tố thời tiết mưa nhiều, mát mẻ trên cả nước. Đó là tin vui cho hệ thống điện, nhưng lại là tin không vui cho các nhà máy nhiệt điện, vì huy động công suất thấp, ảnh hưởng đến dòng tiền.

Danh mục các nhà máy điện sử dụng LNG nhập khẩu dự tính đưa vào vận hành đến năm 2030:

Danh mục các nhà máy nhiệt điện sử dụng khí trong nước dự tính đưa vào vận hành đến năm 2030:

* Nhà máy đã vận hành, hiện đang đốt bằng dầu.

Số lượng lớn các nhà máy điện khí trong Quy hoạch điện cho thấy tầm quan trọng của chúng đối với cân bằng cơ cấu công suất điện của hệ thống điện Việt Nam từ nay đến năm 2030. Nếu các nhà máy điện khí đó không được đưa vào hoạt động đúng hạn, một lượng công suất tương đương, hoặc lớn hơn của nhà máy điện gió, mặt trời sẽ không thể đầu tư, hoặc không được huy động, vì không có nguồn điện cân bằng cho sự biến thiên của điện gió, mặt trời. Khi đó, Điều chỉnh Quy hoạch điện VIII sẽ không thể thực hiện được, không đảm bảo được nguồn điện cho phát triển kinh tế.

Các nhà máy đã xác định xong chủ đầu tư và đang trong giai đoạn đàm phán Hợp đồng mua bán khí (GSA) với Tập đoàn Công nghiệp - Năng lượng Quốc gia Việt Nam (PVN), Hợp đồng mua bán điện (PPA) với Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN), lựa chọn tổng thầu EPC, thu xếp vốn, bàn giao đất… gặp rất nhiều khó khăn trong đàm phán, vì quan điểm các bên khác nhau. Có thể liệt kê một vài điểm quan trọng mà các cơ chế còn sự khác biệt chưa thể thống nhất như sau (trong đó Q là đề xuất từ nhà đầu tư và R là ý kiến từ phía quản lý ngành điện):

1. Áp dụng cơ chế giá công suất:

Q: Luật Điện lực 2024 đã có quy định về giá công suất trong Mục b, Khoản 8 Điều 51. Trong khi các dự án thuộc PVN không đưa ra yêu cầu “giá”, hoặc “phí” công suất, thì các dự án do tư nhân trong nước và nước ngoài đầu tư yêu cầu được hưởng phí công suất. Đó là khoản thanh toán tiền điện trong suốt vòng đời kinh tế dự án cho các thành phần chi phí cố định (FC) và chi phí vận hành và bảo dưỡng cố định (FOMC) trong giá điện - bất kể sản lượng điện phát lên lưới, dựa trên độ khả dụng thực tế của nhà máy cho hệ thống điện.

R: Tuy đã nêu trong Luật Điện lực, nhưng thực tế hiện nay chưa có quy định áp dụng giá điện hai thành phần cả đối với bên mua và bên bán. Trước 2021, các nhà máy điện dạng BOT được hưởng cơ chế giá công suất, nhưng từ sau 2021, các nhà máy điện do tư nhân trong nước và nước ngoài đầu tư tuân thủ cơ chế IPP (không được hưởng giá công suất). Các dự án IPP khác đều theo cơ chế đó, nếu áp dụng cơ chế giá công suất cho một vài dự án có thể tạo nên bất bình đẳng giữa các nhà máy.

Hiện nay Bộ Công Thương đang nghiên cứu phí công suất đối với bên sử dụng điện, nhưng phí công suất đối với bên phát điện chưa được nghiên cứu. Theo EVN, thị trường điện hiện nay đã đưa phí công suất vào giá đầy đủ thị trường (FMP).

Tiền điện trả cho bên phát điện khí/LNG được tổng hợp gồm hai thành phần như sau:

Doanh thu bán điện = Qc x giá điện (theo Quyết định 1313/QĐ-BCT) + Qttđ x FMP. Trong đó:

Qttđ là sản lượng điện được huy động theo giá giao ngay (spot) chào trên thị trường.

FMP (Giá thị trường đầy đủ) = giá thị trường + phí công suất chung của hệ thống.

2. Chuyển ngang nghĩa vụ bao tiêu khí sang PPA:

Q: Công ty Vận hành Hệ thống điện và Thị trường Quốc gia (NSMO) có trách nhiệm huy động đủ sản lượng điện để dự án có thể hoàn thành nghĩa vụ bao tiêu khí trong Hợp đồng mua bán khí (GSA); khoản tiền thiếu hụt do huy động thiếu của NSMO mà làm phát sinh nghĩa vụ bao tiêu khí trong GSA sẽ được thanh toán bởi EVN trong PPA.

R: Nghị định số 56/2025/NĐ-CP, Nghị định số 100/2025/NĐ-CP và các thông tư của Bộ Công Thương đã có quy định việc sử dụng nhiên liệu và huy động của các nhà máy sử dụng khí thiên nhiên trong nước. Theo đó, ví dụ: Dự án sử dụng khí Lô B sẽ được vận hành huy động ở mức tối đa theo khả năng cấp khí đáp ứng các yêu cầu ràng buộc về nhiên liệu, công suất, sản lượng phát điện khả dụng của dự án, nhu cầu và ràng buộc kỹ thuật của hệ thống điện quốc gia.

3. Cơ chế chấm dứt hợp đồng trước thời hạn (bao gồm khoản thanh toán mua lại dự án):

Q: Trong trường hợp dự án bị chấm dứt trước thời hạn (ngoại trừ trường hợp việc chấm dứt trước thời hạn là do lỗi của dự án), Chính phủ Việt Nam sẽ mua lại dự án với giá mua lại bằng giá trị còn lại của nhà máy (bao gồm khoản vay vốn chưa thanh toán, phần vốn chủ sở hữu chưa thu hồi và các khoản bao tiêu nhiên liệu chưa thanh toán).

R: Đây là yêu cầu tương tự như cơ chế BOT, trong khi dự án IPP không theo cơ chế đó. Do vậy, EVN chỉ có thể đưa ra cam kết thuộc thẩm quyền của EVN, không thể đàm phán về nghĩa vụ của Chính phủ.

4. Cơ chế điều chỉnh theo tỷ giá hối đoái:

Q: Phần chi phí bằng ngoại tệ trong giá điện trong PPA được tính bằng đồng USD và thanh toán bằng VNĐ. Việc thanh toán khoản chênh lệch ngoại tệ (nếu có) được thực hiện thường xuyên (ví dụ hàng tháng).

R: Điều 22 Pháp lệnh sửa đổi, bổ sung một số điều của Pháp lệnh Ngoại hối quy định: “Trên lãnh thổ Việt Nam, mọi giao dịch, thanh toán, niêm yết, quảng cáo, báo giá, định giá, ghi giá trong hợp đồng, thỏa thuận và các hình thức tương tự khác của người cư trú, người không cư trú không thực hiện bằng ngoại hối, trừ các trường hợp được phép theo quy định của Ngân hàng Nhà nước Việt Nam”. Vì vậy, việc chi phí bằng ngoại tệ của giá điện trong PPA được tính bằng USD cần phải được Ngân hàng Nhà nước Việt Nam cho phép thực hiện.

5. Luật điều chỉnh khi có tranh chấp:

Q: Các hợp đồng dự án được điều chỉnh và giải thích theo pháp luật Việt Nam. Tuy nhiên, luật Anh, hoặc luật nước ngoài tương đương được áp dụng cho vấn đề không được quy định, hoặc không được quy định đầy đủ trong pháp luật Việt Nam, với điều kiện việc áp dụng luật Anh, hoặc luật nước ngoài tương đương này không được trái với các nguyên tắc cơ bản của pháp luật Việt Nam.

R: PPA là hợp đồng thương mại, vì vậy phải do các bên tự thỏa thuận. EVN trên cơ sở hiểu biết đầy đủ chấp nhận phương án lựa chọn, đảm bảo không có rủi ro về pháp lý và bảo vệ tối đa quyền, cũng như lợi ích cho nhà nước Việt Nam.

Nhận định:

Trong bối cảnh năng lượng tái tạo thâm nhập ngày càng sâu vào hệ thống điện Việt Nam, hệ thống có tỷ trọng thủy điện giá thành rẻ, nhưng sản lượng điện hàng năm thay đổi theo lượng mưa đầu nguồn và tỷ trọng thủy điện sẽ ngày càng giảm do đã gần hết tiềm năng; sản lượng nhiệt điện khí khó có thể giữ ở mức cao và ổn định qua các năm, khi điện gió, điện mặt trời ngày càng nhiều, cần có “không gian” cho doanh thu của năng lượng tái tạo. Nhà đầu tư cần hiểu rõ yếu tố quan trọng này khi quyết định triển khai dự án.

Lý lẽ của các bên đều tuân thủ pháp luật và yêu cầu mà bên cho vay vốn đặt ra, cũng như một vài thông lệ quốc tế. Hầu như mọi nhà đầu tư đều lấy lý do “yêu cầu của bên cho vay” làm căn cứ đề xuất. Có thể thấy, các điểm vướng mắc còn lại mà phía chủ đầu tư yêu cầu PVN, EVN và Chính phủ đáp ứng khi đàm phán hợp đồng cần được giải quyết sớm mới có hy vọng đảm bảo tiến độ các nhà máy điện khí trong Điều chỉnh Quy hoạch điện VIII.

Với phí công suất, một số nước đã áp dụng giá điện hai thành phần, nhưng một số nước khác chưa áp dụng. Cần có những tính toán, học tập kinh nghiệm quốc tế và áp dụng hợp lý trong bước tiếp theo của thị trường điện Việt Nam. Một thị trường điện cạnh tranh tiên tiến không xa sẽ áp dụng thị trường chào giá điện năng và giá công suất riêng biệt. Khi đó, cần phải áp dụng cho tất cả các nhà máy điện đang tham gia thị trường để đảm bảo công bằng.

Với nhà đầu tư, dù muốn giảm rủi ro, nhưng cũng không thể đẩy hết rủi ro về phía mua điện (EVN), hoặc là về Chính phủ.

Về phía Chính phủ, Bộ Công Thương cũng nên xem xét, hài hòa những yêu cầu hợp lý của nhà đầu tư. Ví dụ: Bao tiêu điện năng trên cơ sở bao tiêu khí đốt trong nước là việc ưu tiên do tăng cường tính chủ động, tận dụng tối đa nguồn nhiên liệu nội địa thay vì phụ thuộc nhập khẩu.

Về vấn đề dự án bị chấm dứt hoạt động trước thời hạn (trong nhiều năm qua cho đến nay chưa từng xảy ra), nhưng nếu có trong tương lai, chắc chắn Nhà nước sẽ có cơ chế để tránh thiệt hại cho nhà đầu tư.

Những yêu cầu/vướng mắc này cần được đàm phán kỹ lưỡng giữa các bên, nhưng cần nhắc lại quan điểm của Chính phủ là “hài hòa lợi ích, chia sẻ rủi ro’’./.

HỘI ĐỒNG KHOA HỌC TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM