Cơ chế pháp lý cho nguồn điện khí - Góc nhìn của Hội đồng Khoa học Tạp chí Năng lượng Việt Nam

Cơ chế pháp lý cho nguồn điện khí - Góc nhìn của nhà đầu tư dự án Nhà máy điện LNG Hải Lăng Từ góc nhìn của Tập đoàn T&T, việc tháo gỡ vướng mắc cho dự án Nhà máy điện LNG Hải Lăng (giai đoạn 1) không thể chỉ dừng ở việc “tiếp tục đàm phán”, mà cần sửa cụ thể Nghị quyết, Nghị định 100, Nghị định 56, Thông tư 12 và dự thảo hợp đồng mua bán điện (PPA)... Tổng hợp của Tạp chí Năng lượng Việt Nam từ các báo cáo của T&T Energy.

Cơ chế pháp lý cho nguồn điện khí (hiện hữu và đầu tư mới) - Góc nhìn của Petrovietnam Theo Tập đoàn Công nghiệp - Năng lượng Quốc gia Việt Nam (Petrovietnam): Với các quy định hiện hành của Chính phủ, cơ hội để phát triển các dự án điện khí là rất lớn. Tuy nhiên, quá trình thực hiện đã phát sinh một số khó khăn, vướng mắc, ảnh hưởng lớn đến tiến độ của các dự án điện theo quy hoạch; đồng thời cũng ảnh hưởng đến công tác vận hành các nhà máy điện hiện hữu...

Tại Diễn đàn “Hoàn thiện quy định phát triển các dự án khí - điện và hệ thống lưu trữ năng lượng của Việt Nam giai đoạn 2026-2030” do Cục Điện lực (Bộ Công Thương) và Hiệp hội Năng lượng Việt Nam (VEA) chủ trì, Tạp chí Năng lượng Việt Nam tổ chức ngày 22/4/2026 tại Hà Nội đã phát đi một cảnh báo chính sách rõ ràng: Các mục tiêu phát triển điện khí trong Quy hoạch điện VIII điều chỉnh đang đối mặt nguy cơ “lỡ nhịp”, nếu không kịp thời tháo gỡ các rào cản thể chế.

Từ kỳ vọng chiến lược, đến áp lực thực thi:

Trong Quy hoạch điện VIII điều chỉnh, nguồn điện sử dụng khí tự nhiên hóa lỏng (LNG) nhập khẩu được đặt vào vị trí trung tâm của quá trình chuyển dịch năng lượng. Không chỉ bổ sung công suất, điện LNG còn được kỳ vọng thay thế dần các nguồn điện phát thải cao và đóng vai trò nguồn điện linh hoạt hỗ trợ năng lượng tái tạo.

Theo quy hoạch: Đến năm 2030 sẽ có thêm 15 nhà máy điện LNG với tổng công suất khoảng 22.524 MW, chiếm 12,3% tổng công suất hệ thống; nhu cầu tiêu thụ khoảng 16,1 triệu tấn LNG mỗi năm, với tổng vốn đầu tư ước tính 22,5 tỷ USD (chưa bao gồm hạ tầng kho, cảng).

Tuy nhiên, thực tế triển khai lại đang đi chậm đáng kể so với kỳ vọng. Đến nay, mới chỉ có Nhà máy điện LNG Nhơn Trạch 3 và 4 hoàn thành, vận hành. Nếu trong vòng 2-3 năm tới không triển khai được dự án, các nhà đầu tư có thể rút lui khỏi quy hoạch. Bởi vào năm 2040, các nhà máy sử dụng loại nhiên liệu này buộc phải chuyển sang đốt hydrogen, khiến cho đời sống của dự án còn lại quá ngắn, không đủ hòa vốn đầu tư.

Một nghịch lý đang dần hiện rõ: Quy hoạch đã đi trước, nhưng thể chế vẫn đang chạy theo.

Thị trường điện - “Điểm nghẽn nền tảng” của LNG:

Một trong những vấn đề cốt lõi được nêu ra tại Diễn đàn nêu trên là thị trường điện hiện nay chưa đủ điều kiện để hỗ trợ điện khí LNG phát triển.

Cơ chế giá điện và huy động chưa phản ánh đúng giá trị của nguồn điện linh hoạt. Trong khi đó, các nhà máy LNG có chi phí cao, biến động theo giá nhiên liệu, khiến việc tham gia thị trường trở nên rủi ro.

Hệ quả là:

1. Khó cạnh tranh.

2. Khó dự báo doanh thu.

3. Khó tiếp cận tài chính.

Các đề xuất của nhà đầu tư như cơ chế Hợp đồng sai khác (CfD) và Cơ chế công suất (CAM) không chỉ mang tính kỹ thuật, mà là điều kiện cần để thị trường điện có thể “hấp thụ” điện khí LNG. Nếu không cải cách thị trường điện, điện LNG sẽ không thể phát triển - bất kể có trong quy hoạch.

Tài chính và hợp đồng - “Nút thắt của niềm tin”:

Với đặc thù vốn lớn, phụ thuộc nhập khẩu và chu kỳ hoàn vốn dài, điện LNG đòi hỏi một cơ chế chia sẻ rủi ro rõ ràng. Tuy nhiên, các hợp đồng mua bán điện (PPA) hiện nay:

1. Chưa bảo đảm thanh toán.

2. Chưa xử lý rủi ro tỷ giá.

3. Chưa có cơ chế chuyển đổi ngoại tệ rõ ràng.

Như vậy, vấn đề không phải là vốn, mà là niềm tin thể chế.

Nguồn cung LNG - Rủi ro từ bên ngoài hệ thống:

Không giống các nguồn điện truyền thống, LNG phụ thuộc trực tiếp vào thị trường quốc tế.

Trong bối cảnh địa - chính trị phức tạp, giá LNG biến động mạnh và chuỗi cung ứng khó dự báo, nên việc chưa có chiến lược nhập khẩu dài hạn khiến các dự án điện LNG đối mặt với rủi ro kép: Giá không ổn định và nguồn cung không chắc chắn. Điều này đặt ra yêu cầu cấp thiết: Cần có hợp đồng dài hạn và hạ tầng kho, cảng đồng bộ.

Nút thắt cốt lõi của điện LNG:

1. PPA chưa đủ hấp dẫn và thiếu chia sẻ rủi ro.

2. Thị trường điện chưa phản ánh giá trị nguồn linh hoạt.

3. Thiếu công cụ tài chính (CfD, capacity payment).

4. Nguồn LNG thiếu ổn định dài hạn.

5. Khung pháp lý chưa đồng bộ.

Điểm chung có thể thấy: Các nút thắt đều nằm ở thể chế, chứ không phải công nghệ.

Điều kiện để điện LNG không “lỡ nhịp”:

1. Thiết kế lại cơ chế chia sẻ rủi ro (PPA, CfD, bảo lãnh).

2. Cải cách thị trường điện theo hướng linh hoạt.

3. Xây dựng chiến lược LNG dài hạn và hạ tầng đồng bộ.

Nếu thiếu 3 điều kiện này, điện LNG khó có thể triển khai đúng tiến độ quy hoạch.

Vai trò Nhà nước - Từ quản lý, sang kiến tạo:

Một điểm đồng thuận quan trọng của các nhà đầu tư và chuyên gia hiện nay là: Nhà nước không thể chỉ “quản lý ngành điện”, mà phải “kiến tạo thị trường điện”. Điều này bao gồm:

1. Thiết kế chính sách.

2. Phân bổ rủi ro.

3. Tạo niềm tin đầu tư.

Trong hệ thống điện hiện đại, thể chế không thể đi sau thị trường.

Kết luận:

Nếu các nút thắt hiện nay không được tháo gỡ kịp thời, nguy cơ “lỡ nhịp” với Quy hoạch điện VIII điều chỉnh không còn là giả định, mà có thể trở thành hiện thực ngay trong giai đoạn 2026-2030.

Ngược lại, nếu chính sách được cải cách theo hướng minh bạch, linh hoạt và chia sẻ rủi ro hợp lý, điện khí LNG hoàn toàn có thể trở thành trụ cột của hệ thống điện Việt Nam.

Nói cách khác, điện LNG không chỉ là bài toán năng lượng, mà là bài kiểm tra trực tiếp năng lực thiết kế chính sách của Việt Nam trong kỷ nguyên chuyển dịch năng lượng.

Kỳ tới: Cơ chế pháp lý cho nguồn điện khí - Quan điểm của cơ quan quản lý Nhà nước về năng lượng

HỘI ĐỒNG KHOA HỌC TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM

Tài liệu tham khảo:

1. Hiệp hội Năng lượng Việt Nam (2026): Các tham luận tại Diễn đàn “Hoàn thiện quy định phát triển các dự án khí - điện và hệ thống lưu trữ năng lượng của Việt Nam giai đoạn 2026-2030” ngày 22/4/2026.

2. Bộ Công Thương (2025-2026): Quy hoạch điện VIII điều chỉnh.