Cơ chế pháp lý cho nguồn điện khí - Góc nhìn của nhà đầu tư dự án Nhà máy điện LNG Hải Lăng

Năng lượng cho mục tiêu tăng trưởng hai con số và một số gợi ý ban đầu với Chính phủ Trong bối cảnh Việt Nam đặt mục tiêu tăng trưởng kinh tế “hai con số” và duy trì ổn định vĩ mô trong giai đoạn 2026-2030, hạ tầng năng lượng nổi lên như một trụ cột quyết định. Thông điệp của Chính phủ (nhiệm kỳ 2026-2031) về yêu cầu “không để thiếu điện trong bất cứ tình huống nào” không chỉ là cam kết đầu tư và vận hành hệ thống điện, mà phản ánh một chuyển dịch tư duy sâu sắc - từ bảo đảm đủ điện, sang bảo đảm an ninh năng lượng toàn diện. Tuy nhiên, để hiện thực hóa mục tiêu này, hệ thống năng lượng quốc gia cần vượt qua nhiều điểm nghẽn về thể chế, đầu tư và công nghệ… Bài viết sau đây của Hội đồng khoa học Tạp chí Năng lượng Việt Nam phân tích bối cảnh chính sách, nhận diện các thách thức cốt lõi và gợi ý một số giải pháp ban đầu với Chính phủ mới nhằm hoàn thiện hạ tầng năng lượng, phục vụ mục tiêu tăng trưởng nhanh, bền vững.

Nhà máy điện LNG Hải Lăng (giai đoạn 1) không chỉ là một dự án nguồn điện công suất lớn, mà còn là một bước đi chiến lược trong việc hình thành chuỗi điện - khí - cảng đồng bộ tại khu vực miền Trung. Với quy mô 1.500 MW, tổng vốn đầu tư khoảng 2,3 tỷ USD, dự án được phát triển theo mô hình tích hợp: Nhà máy điện, hạ tầng cảng nhập, kho chứa và các hạng mục trung chuyển khí. Đây không chỉ là lời giải cho nhu cầu điện trong tương lai, mà còn là nền tảng để tăng an ninh cung cấp năng lượng, tăng độ linh hoạt của hệ thống điện, hỗ trợ tích hợp năng lượng tái tạo và tạo động lực phát triển kinh tế - công nghiệp cho khu vực.

Trong bối cảnh Việt Nam bước vào giai đoạn chuyển dịch năng lượng sâu rộng, điện LNG đang được xác định là nguồn điện chuyển tiếp quan trọng - vừa góp phần thay thế dần điện than, vừa bổ sung tính linh hoạt cho hệ thống trong điều kiện tỷ trọng điện gió và điện mặt trời tăng nhanh.

Đến năm 2030, hệ thống điện quốc gia dự kiến cần đưa vào vận hành khoảng 22.500 MW điện khí LNG. Tuy nhiên, khoảng cách giữa quy hoạch và triển khai đang bộc lộ rất rõ, nhất là ở các khâu hợp đồng mua bán điện (PPA), hợp đồng cung cấp khí, thu xếp vốn và cơ chế phân bổ rủi ro. Chính vì vậy, câu chuyện của LNG Hải Lăng (giai đoạn 1) không chỉ là câu chuyện của một dự án cụ thể, mà còn là trường hợp điển hình phản ánh những điểm nghẽn thể chế của chuỗi khí - điện tại Việt Nam hiện nay.

Đối với T&T, LNG Hải Lăng (giai đoạn 1) mang ý nghĩa vượt ra ngoài phạm vi một nhà máy điện. Dự án được định hướng như một mô hình phát triển chuỗi năng lượng tích hợp, nâng cao an ninh năng lượng và tạo cơ sở cho quá trình chuyển đổi sang nhiên liệu sạch hơn trong dài hạn. Cũng chính vì vậy, những vấn đề phát sinh tại dự án không nên chỉ được nhìn như khó khăn riêng của nhà đầu tư, mà cần được tiếp cận như bài toán hoàn thiện thể chế cho cả nhóm dự án LNG trong Quy hoạch điện VIII điều chỉnh.

Phối cảnh dự án Trung tâm điện LNG Hải Lăng trong khu phức hợp năng lượng của Khu Kinh tế Đông Nam Quảng Trị.

Thực tế cho thấy dự án đã đi qua một chặng chuẩn bị rất kỹ. Các bước pháp lý, kỹ thuật và chuẩn bị đầu tư quan trọng đã được triển khai; nhiều thủ tục ban đầu (điều chỉnh quy hoạch, chấp thuận chủ trương đầu tư, đăng ký đầu tư, thỏa thuận đấu nối, đánh giá tác động môi trường, báo cáo nghiên cứu khả thi, cũng như các thỏa thuận kỹ thuật với hệ thống điện) đã được hoàn thành. Điều đó cho thấy trở ngại chính hiện nay không còn nằm ở ý chí đầu tư, hay mức độ sẵn sàng của nhà đầu tư, mà nằm ở câu hỏi mang tính quyết định: Hợp đồng mua bán điện (PPA) có còn các điều khoản rủi ro và đủ khả thi để các tổ chức tài chính quốc tế chấp nhận giải ngân hay không?

Từ góc nhìn của T&T, nút thắt lớn nhất nằm ở chỗ PPA hiện nay vẫn đang được xây dựng theo logic của một hợp đồng mua bán điện áp dụng trước đây, trong khi dự án điện LNG lại vận hành theo logic của một chuỗi hợp đồng dài hạn và ràng buộc lẫn nhau với các rủi ro rất khác biệt.

Ở một đầu là nghĩa vụ đầu tư vốn rất lớn và trả nợ dài hạn; ở đầu còn lại là nghĩa vụ mua LNG theo lịch giao hàng, theo điều kiện take-or-pay (thoả thuận giữa người mua, người bán cam kết rằng người mua trả một số tiền tối thiểu để mua sản phẩm, hay dịch vụ chưa được giao) và theo các chuẩn mực thương mại quốc tế rất chặt chẽ. Nhưng doanh thu của dự án lại phụ thuộc hoàn toàn vào lượng điện được huy động thực tế.

Khi nghĩa vụ đầu vào mang tính ràng buộc dài hạn, còn doanh thu đầu ra lại biến động theo điều độ, thì phần lớn rủi ro sẽ nằm hẳn về phía chủ đầu tư dự án. Chính điều đó làm cho các tổ chức tài chính quốc tế đánh giá PPA hiện hành chưa đạt ngưỡng có thể cho vay vốn “bankable”.

Một vướng mắc cốt lõi là cơ chế Qc hiện hành chưa đủ để tạo sự chắc chắn về dòng tiền. Về bản chất, Qc hiện nay mới chủ yếu tạo ra một cơ chế thanh toán chênh lệch, chứ chưa phải là một cam kết mua điện hoặc cam kết huy động thực tế. Điều này đặc biệt rủi ro đối với điện LNG, bởi dự án có thể vẫn phải nhận LNG, vẫn phải trả chi phí hạ tầng, vẫn phải gánh nghĩa vụ take-or-pay, nhưng lại không có bảo đảm doanh thu tương ứng khi nhà máy không được huy động phát điện đầy đủ.

Nếu chỉ dừng ở một mức sản lượng hợp đồng tối thiểu trên giấy tờ mà không gắn với cơ chế thanh toán công suất, hoặc thanh toán theo tính sẵn sàng, thì Qc chưa đủ để bảo vệ cấu trúc tài chính của dự án.

Vướng mắc tiếp theo là cơ chế chuyển ngang chi phí LNG vào giá điện chưa thực sự đầy đủ và chưa phản ánh hết bản chất của một dự án LNG tích hợp.

Với dự án điện LNG Hải Lăng (giai đoạn 1), chi phí không chỉ là giá LNG hàng hóa, mà còn bao gồm chi phí nhập khẩu, lưu kho, tái hóa khí, vận chuyển, khí bay hơi, lưu tàu, chi phí đổi lịch giao hàng, fail-to-take và các nghĩa vụ phát sinh khi nhà máy không được huy động theo kế hoạch. Nếu PPA chỉ chuyển ngang một phần, hoặc chuyển ngang chậm, hoặc không bao gồm các chi phí phát sinh hợp pháp theo hợp đồng mua LNG (LNG SPA), thì dự án sẽ xuất hiện các khoản chi phí không thể thu hồi.

Đối với mô hình tích hợp như Hải Lăng, vấn đề còn phức tạp hơn ở chỗ - nếu chi phí kho cảng LNG bị đẩy sang chi phí biến đổi thay vì được thừa nhận đúng là một phần chi phí đầu tư cố định của dự án, thì cấu trúc giá điện sẽ bị méo, giá chào trên thị trường kém cạnh tranh hơn và khả năng được huy động càng giảm.

Ngoài bài toán doanh thu, dự án còn chịu một loạt rủi ro pháp lý và tín dụng mà các bên cho vay quốc tế đặc biệt quan tâm. Cụ thể là:

1. Chưa có cơ chế deemed COD (ngày vận hành thương mại quy ước) trong trường hợp chưa vận hành được do nguyên nhân khách quan.

2. Chưa có cơ chế thanh toán chấm dứt, hoặc mua lại dự án khi PPA bị chấm dứt sớm.

3. Chưa có sự phân biệt đầy đủ giữa bất khả kháng tự nhiên và sự kiện chính phủ.

4. Chưa có cơ chế giải quyết thay đổi đủ mạnh về mặt pháp luật.

5. Luật áp dụng và cơ chế giải quyết tranh chấp chưa đạt mức trung lập theo thông lệ cho dự án đầu tư.

6. Quyền can thiệp của bên cho vay, nghĩa vụ hỗ trợ tín dụng và bảo đảm thanh toán của bên mua điện, cũng như vấn đề chuyển đổi ngoại tệ và chuyển tiền ra nước ngoài vẫn chưa được làm rõ đầy đủ…

Đây không phải là các chi tiết phụ, mà là các điều kiện cốt lõi quyết định việc giải ngân có diễn ra hay không.

Từ thực tiễn đó, T&T kiến nghị việc tháo gỡ cho dự án Nhà máy điện LNG Hải Lăng (giai đoạn 1) cần được thực hiện đồng bộ ở ba tầng: Cơ chế đặc thù ở cấp Nghị quyết, hoặc Nghị định; phương pháp xác định giá điện ở cấp Thông tư; và các điều khoản cụ thể trong PPA. Nếu chỉ sửa ở một tầng mà không đồng bộ với hai tầng còn lại, dự án vẫn khó đạt tính khả thi tài chính và khó hoàn tất thu xếp vốn quốc tế.

I. Kiến nghị hoàn thiện cơ chế đặc thù ở cấp Nghị quyết, hoặc văn bản có hiệu lực tương đương:

Trước hết, cần hoàn thiện cơ chế đặc thù theo hướng nâng hiệu lực và phạm vi bảo vệ cho các dự án điện LNG. Nội dung đầu tiên cần sửa là cơ chế sản lượng điện hợp đồng tối thiểu dài hạn (Qc). Mức Qc hiện nay cần được chuyển từ tư duy “mức sàn hỗ trợ ban đầu”, sang tư duy “mức doanh thu đủ để tài trợ dự án”. Theo đó, cần cho phép áp dụng Qc ở mức hợp lý hơn, đủ để bảo đảm dòng tiền trả nợ và phù hợp với nghĩa vụ mua LNG dài hạn; đồng thời, thời hạn đủ dài để bao phủ chu kỳ tài trợ của dự án, thay vì chỉ tập trung vào giai đoạn ngắn đầu đời dự án.

Cùng với đó, cần cho phép áp dụng cơ chế giá điện hai thành phần, hoặc cơ chế Công suất cân xứng (Capacity Adequacy Mechanism) cho các dự án điện khí lớn. Về bản chất, đây là việc thừa nhận PPA phải có khoản thanh toán công suất, hoặc khả dụng để thu hồi chi phí cố định, bên cạnh phần thanh toán điện năng theo sản lượng phát thực tế.

Nói cách khác, hệ thống điện không chỉ trả tiền cho kWh phát ra, mà còn phải trả tiền cho khả năng sẵn sàng cung cấp công suất và bảo đảm độ tin cậy của nguồn điện.

Ở cấp cơ chế đặc thù cũng cần ghi nhận rõ nguyên tắc chuyển ngang nghĩa vụ bao tiêu nhiên liệu và các rủi ro liên quan vào PPA, bao gồm phạt do không lấy khí (take-or-pay), (fail-to-take), giá LNG giao ngay (spot LNG), lưu tàu (demurrage), khí bay hơi (boil-off) vượt mức, chi phí chuyển hướng, hoặc chậm nhận hàng và các chi phí phát sinh hợp pháp khác khi dự án không được huy động theo kế hoạch vì nguyên nhân từ hệ thống, lưới điện, đơn vị điều độ, hoặc sự kiện phía nhà nước. Cùng với đó, cần cho phép cơ chế thanh toán và điều chỉnh theo ngoại tệ tương ứng với các nghĩa vụ chi trả chính của dự án, đặc biệt là USD.

II. Kiến nghị sửa đổi Nghị định 100/2025/NĐ-CP:

Đối với Nghị định 100/2025/NĐ-CP, kiến nghị sửa theo hướng mở rộng biên độ đàm phán Qc và thời hạn áp dụng, không cố định theo một ngưỡng cứng cho mọi dự án điện LNG. Nghị định nên quy định rằng: Đối với các dự án LNG quy mô lớn, có hợp đồng LNG dài hạn và được tài trợ theo mô hình mô hình tài chính dự án (project finance), mức Qc và thời hạn áp dụng được xác định trên cơ sở kỳ hạn trả nợ, nghĩa vụ take-or-pay trong hợp đồng mua LNG (LNG SPA), quy mô CAPEX, mức độ rủi ro điều độ và tính chất chiến lược của dự án. Mục tiêu là tạo ra doanh thu tối thiểu có thể dự báo được, đủ để các định chế tài chính đánh giá tính khả thi của dòng tiền.

Nghị định 100 cũng cần bổ sung quy định rằng: Nếu ngày vận hành thương mại (COD) bị chậm do nguyên nhân khách quan như điều chỉnh quy hoạch cảng, hạ tầng hàng hải, chậm hoàn thành hạ tầng truyền tải, chậm thủ tục hành chính, hoặc sự kiện chính phủ, thì dự án không bị mất quyền hưởng cơ chế Qc. Đây là điểm rất quan trọng với các dự án tích hợp như Hải Lăng, vì tiến độ của dự án phụ thuộc không chỉ vào nhà máy điện, mà còn vào hạ tầng cảng, giao thông hàng hải và đấu nối truyền tải.

Ngoài ra, Nghị định 100 cần cho phép rõ hơn việc gắn Qc với một cơ chế bảo đảm huy động, hoặc thanh toán sẵn sàng cung cấp điện, thay vì chỉ dừng ở cơ chế hợp đồng chênh lệch (CfD). Nếu tiếp tục tách rời Qc với huy động thực tế, khoảng trống rủi ro giữa nghĩa vụ mua LNG và quyền điều độ vẫn sẽ còn nguyên.

III. Kiến nghị sửa đổi Nghị định 56/2025/NĐ-CP:

Đối với Nghị định 56/2025/NĐ-CP, trọng tâm cần sửa là nguyên tắc xác định và phân loại chi phí trong dự án LNG tích hợp. Cần quy định rõ rằng: Đối với các dự án mà kho, cảng LNG, hạ tầng tái hóa khí, tuyến ống nội bộ và nhà máy điện thuộc cùng một cấu trúc đầu tư tích hợp, thì chi phí kho cảng không bị mặc định coi là “dịch vụ LNG” để đưa toàn bộ vào chi phí biến đổi.

Thay vào đó, phần chi phí này phải được thừa nhận đúng bản chất là một cấu phần của tổng mức đầu tư cố định, được thu hồi qua FC, FOMC, hoặc cơ chế công suất, với nguyên tắc không tính trùng.

Nếu không sửa theo hướng này, các dự án LNG tích hợp như Hải Lăng sẽ bị áp cùng một logic giá như các dự án chỉ mua dịch vụ tồn trữ, tái hóa và vận chuyển từ bên thứ ba. Điều đó làm sai lệch cấu trúc giá điện, đẩy chi phí cố định sang chi phí biến đổi, làm giá chào điện kém cạnh tranh hơn và cuối cùng làm suy giảm khả năng huy động vốn.

IV. Kiến nghị sửa đổi Thông tư 12/2025/TT-BCT:

Đối với Thông tư 12/2025/TT-BCT, trước hết cần cho phép đàm phán PPA linh hoạt hơn, thay vì giới hạn việc sửa đổi ở mức rất hẹp. Với dự án LNG, nếu không cho phép bổ sung các điều khoản về doanh thu tối thiểu, ngoại tệ, quyền can thiệp của bên cho vay (step-in rights), thay đổi luật (change in law), cơ chế mua lại (buyout), hay ngày vận hành thương mại quy ước (deemed COD)... thì mẫu PPA sẽ không đáp ứng điều kiện tài trợ dự án.

Tiếp theo, cần làm rõ cơ chế chuyển ngang chi phí nhiên liệu trong phụ lục tính giá điện. Công thức giá cần phản ánh chi phí LNG thực tế tại nhà máy cho từng kỳ thanh toán, không chỉ là một logic chỉ số giá cơ sở. Cơ chế chuyển ngang (pass-through) phải bao gồm giá LNG, tồn trữ, tái hóa khí, vận chuyển, khí bay hơi, phí lưu tàu (demurrage), không nhận hàng (fail-to-take), hàng theo giá giao ngay (spot cargo), phí đổi lịch và các nghĩa vụ phát sinh hợp pháp theo hợp đồng mua LNG (LNG SPA).

Mặt khác, cần sửa và hướng dẫn rõ Khoản 4 Điều 7 theo hướng tách biệt hai mô hình: Mô hình LNG tích hợp và mô hình sử dụng hạ tầng LNG dùng chung. Với mô hình dùng chung, chi phí dịch vụ LNG có thể đi vào chi phí biến đổi. Nhưng với mô hình tích hợp, cần cho phép chi phí kho cảng được phân bổ vào phần chi phí cố định của dự án, không ép toàn bộ vào giá vận chuyển nhiên liệu chính.

Sau cùng, cần bổ sung cơ chế điều chỉnh tỷ giá theo kỳ thanh toán, áp dụng không chỉ cho nợ vay mà cho cả các nghĩa vụ thanh toán bằng USD khác của dự án, đặc biệt là nghĩa vụ theo LNG SPA và các dịch vụ kỹ thuật xuyên biên giới. Nếu cơ chế FED chỉ áp dụng hẹp cho phần nợ vay, sẽ không đủ để bảo vệ tính ổn định của dòng tiền.

V. Kiến nghị sửa đổi trực tiếp các điều khoản trong PPA của dự án điện LNG Hải Lăng (giai đoạn 1):

1. Cơ chế doanh thu:

Cần thay cơ chế hợp đồng chênh lệch (CfD) thuần túy bằng một cấu trúc doanh thu gồm ba lớp:

Thứ nhất: Thanh toán điện năng cho sản lượng phát thực tế.

Thứ hai: Thanh toán công suất, hoặc thanh toán cho sự sẵn sàng (availability payment) để thu hồi FC và FOMC khi nhà máy sẵn sàng cho huy động.

Thứ ba: Khoản thanh toán bổ sung để bù chi phí nhiên liệu, hoặc nghĩa vụ bao tiêu phát sinh khi nhà máy không được huy động vì nguyên nhân không thuộc lỗi của dự án.

Có thể lựa chọn một trong ba cách tiếp cận: Phạt nếu không huy động (Take-or-pay) cho sản lượng điều độ đã thỏa thuận; cam kết khối lượng điều độ (dispatch volume); hoặc cơ chế hợp đồng chênh lệch (CfD) kết hợp với chi phí công suất (capacity payment) và bồi hoàn tiền phạt vì không mua LNG (take-or-pay recovery). Điểm cốt lõi là phải bảo đảm doanh thu tối thiểu đủ để trang trải chi phí cố định, nghĩa vụ tài chính và nghĩa vụ LNG dài hạn.

2. Cơ chế chuyển ngang giá khí LNG:

Hợp đồng mua bán điện (PPA) cần quy định rõ rằng: Chi phí LNG được thanh toán theo chi phí thực tế, bao gồm cả khí bay hơi, phí không tiếp nhận, lưu tàu, giá giao ngay (spot LNG), phí hủy hoặc chuyển hướng và các khoản phát sinh hợp pháp khác theo hợp đồng mua LNG (LNG SPA). Đồng thời, phải có một cơ chế thanh toán minh bạch theo kỳ hóa đơn để tránh việc dự án phải gánh chi phí thực tế, nhưng không được thu hồi tương ứng.

3. Ngày vận hành thương mại quy ước và gia hạn tiến độ:

Cần bổ sung cơ chế và định nghĩa deemed COD (ngày vận hành thương mại quy ước) và tự động gia hạn các mốc tiến độ trong trường hợp dự án chậm do lưới điện chưa sẵn sàng, thủ tục hành chính, sự kiện chính phủ, thay đổi pháp luật, bất khả kháng, hoặc nguyên nhân từ hạ tầng cảng, hàng hải, đấu nối không thuộc lỗi của nhà đầu tư. Khi có deemed COD, bên mua điện phải bắt đầu thanh toán phần phí công suất tương ứng để bảo vệ cấu trúc tài chính dự án.

4. Điều 8 liên quan đến thanh toán:

Cần sửa theo hướng danh mục chứng từ phải là danh mục đóng, không dùng các cụm từ mở như “các tài liệu cần thiết khác”; bên mua điện không được quyền tạm dừng thanh toán vì tranh chấp tài khoản, hoặc các lỗi kỹ thuật nhỏ của hệ thống đo đếm nếu điện đã thực sự được phát và giao; các khoản đang tranh chấp nên được đưa vào cơ chế ký quỹ (escrow); và lịch thanh toán PPA cần được đồng bộ hơn với lịch thanh toán của hợp đồng mua LNG (LNG SPA) để tránh lệch dòng tiền.

5. Bất khả kháng:

Cần tách bạch rõ bất khả kháng tự nhiên với sự kiện chính phủ, hoặc bất khả kháng chính trị. Với bất khả kháng tự nhiên, dự án được kéo dài thời hạn, bảo lưu quyền doanh thu và có thể được thanh toán công suất theo sự sẵn sàng (availability). Với sự kiện chính phủ, ngoài kéo dài thời gian còn phải có quyền được bồi thường, điều chỉnh giá, hoặc thanh toán cho phần sản lượng, hoặc khả năng phát bị ngăn cản.

Cùng với đó, cần ghi nhận rõ các sự kiện bất khả kháng phát sinh trong hợp đồng mua LNG (LNG SPA), EPC và các hợp đồng dự án quan trọng khác.

6. Điều khoản Thay đổi luật (Change in Law):

Hợp đồng mua bán điện (PPA) cần bổ sung hẳn một điều khoản Thay đổi luật (Change in Law). Điều khoản này phải quy định rõ rằng: Nếu có sự thay đổi luật, quy hoạch, tiêu chuẩn kỹ thuật, yêu cầu công nghệ mới, hoặc nghĩa vụ môi trường mới làm tăng CAPEX, OPEX, hoặc chi phí nhiên liệu của dự án, thì bên bán điện có quyền yêu cầu điều chỉnh giá điện, gia hạn thời hạn PPA, hoặc nhận thanh toán bù.

7. Giải quyết tranh chấp:

Cần cho phép áp dụng trọng tài quốc tế, hoặc cơ chế trọng tài trung lập, thay cho việc chỉ giải quyết tại tòa án trong nước. Đây là yêu cầu rất phổ biến của các tổ chức tài chính quốc tế và cũng giúp đồng bộ hơn với các hợp đồng LNG SPA và tài liệu tài chính quốc tế.

8. Quyền của bên cho vay:

Cần quy định bắt buộc việc ký direct agreement giữa bên mua điện và các bên cho vay, trong đó có nghĩa vụ thông báo vi phạm, thời gian xử lý (cure period), quyền can thiệp (step-in) của bên cho vay, hoặc đơn vị được chỉ định, và cam kết không đình chỉ, hoặc chấm dứt PPA trước khi hết thời gian thực hiện các quyền này. Đây là cấu phần không thể thiếu trong tài chính dự án quốc tế.

9. Mua lại tài sản khi bị dừng dự án:

Hợp đồng mua bán điện (PPA) cần bổ sung một điều khoản về mua lại tài sản khi bị dừng dự án (termination payment), hoặc cơ chế mua lại. Nếu PPA chấm dứt không do lỗi của nhà đầu tư, khoản thanh toán chấm dứt phải đủ để trang trải nợ vay chưa thanh toán, chi phí chấm dứt hợp đồng liên quan, phần vốn chủ sở hữu hợp lý và các chi phí phát sinh từ việc kết thúc sớm LNG SPA, EPC, hoặc O&M.

10. Cơ chế hỗ trợ tín dụng và ngoại hối:

Hợp đồng mua bán điện (PPA) cần bổ sung cơ chế hỗ trợ tín dụng và ngoại hối, gồm bảo đảm nghĩa vụ thanh toán của bên mua điện thông qua hỗ trợ tín dụng (credit support) phù hợp; cơ chế chuyển đổi VNĐ sang USD đúng hạn; và khả năng chuyển tiền ra nước ngoài để thanh toán LNG, nợ vay và các nghĩa vụ theo tài liệu tài chính. Đây là điểm đặc biệt quan trọng trong bối cảnh nghĩa vụ chi trả của dự án phần lớn gắn với ngoại tệ.

Từ góc nhìn của Tập đoàn T&T, việc tháo gỡ cho dự án 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 PPA theo hướng:

- Tăng mức và thời hạn Qc.

- Cho phép cơ chế giá điện hai thành phần và thanh toán công suất.

- Chuyển ngang đầy đủ chi phí LNG và nghĩa vụ nhận hàng hay đền tiền (take-or-pay).

- Phân loại đúng chi phí kho, cảng đối với mô hình LNG tích hợp.

- Bổ sung ngày vận hành thương mại quy ước (Deemed COD), bồi thường khi thay đổi luật (change in law), mua lại tài sản khi bị dừng dự án (termination payment), quyền can thiệp của bên cấp vốn (step-in rights), cơ chế ngoại tệ và bảo đảm thanh toán.

Chỉ khi khung pháp lý được hoàn thiện đồng bộ như vậy, PPA mới có thể đạt tính bankable, các tổ chức tài chính quốc tế mới có cơ sở giải ngân, và dự án điện LNG Hải Lăng (giai đoạn 1) mới có thể triển khai đúng tiến độ, góp phần bảo đảm an ninh năng lượng quốc gia.

Kỳ tới: Cơ chế pháp lý cho nguồn điện khí (hiện hữu và đầu tư mới) - Góc nhìn của Petrovietnam

BBT TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM