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

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.

Hiện tại, công nghiệp khí và công nghiệp điện là 2 trong số những lĩnh vực hoạt động chính của Petrovietnam. Đối với lĩnh vực công nghiệp khí, Tổng Công ty Khí Việt Nam (PV GAS) - đơn vị thành viên của Petrovietnam hiện đang là đơn vị sản xuất, cung cấp khí chính cho các nhà máy điện khí tại Việt Nam với 2 khu vực chính: Đông Nam bộ (khí tự nhiên trong nước, LNG nhập khẩu) và Tây Nam bộ (khí tự nhiên trong nước).

Đối với lĩnh vực điện, Tổng Công ty Điện lực Dầu khí Việt Nam (PV Power) - đơn vị thành viên của Petrovietnam đang quản lý vận hành 6 nhà máy điện khí ở cả khu vực Đông Nam bộ, Tây Nam bộ, dùng cả khí tự nhiên trong nước và LNG nhập khẩu.

I. Quá trình tham gia thị trường điện của các nhà máy điện khí của Petrovietnam:

Thị trường điện Việt Nam vận hành chính thức từ 1/7/2012, đã chuyển đổi cơ chế huy động từ điều độ tập trung, sang cạnh tranh giữa các nhà máy điện trong thị trường giao ngay. Tính đến năm 2025, số lượng đơn vị phát điện trực tiếp chào giá trên thị trường đã tăng lên 118 nhà máy (so với 31 nhà máy khi bắt đầu năm 2012), chiếm khoảng 37,9% tổng công suất lắp đặt toàn hệ thống điện quốc gia. Tuy nhiên, tỷ trọng công suất này còn thấp do nhiều nguồn điện lớn vẫn chưa tham gia thị trường giao ngay (như các nhà máy BOT, các nguồn năng lượng tái tạo) đang hưởng giá FIT cố định, hoặc điện nhập khẩu. Như vậy, thị trường giao ngay hiện nay chưa bao phủ toàn bộ các nguồn điện.

Hiện tại Petrovietnam và các đơn vị thành viên quản lý vận hành 6 nhà máy điện khí, trong đó có 2 nhà máy ở khu vực Tây Nam bộ (Cà Mau 1 và 2), 4 nhà máy ở khu vực Đông Nam bộ (Nhơn Trạch 1-2-3-4). Các nhà máy đều đã tham gia thị trường điện và Nhơn Trạch 3, Nhơn Trạch 4 là 2 nhà máy tham gia thị trường điện mới nhất (từ 1/1/2026); đồng thời là 2 nhà máy điện khí chạy LNG đầu tiên tại Việt Nam.

Theo quy định của thông tư vận hành thị trường điện bán buôn, các nhà máy điện khí được phân bổ sản lượng hợp đồng 6 tháng/lần. Qc tối thiểu dài hạn cho các nhà máy điện khí trong năm 2026 là 48% sản lượng trung bình năm (GO). Riêng đối với Nhơn Trạch 3 và Nhơn Trạch 4 là 65% GO.

Hiện tại, Petrovietnam đang đầu tư các nhà máy điện khí Ô Môn 4 (1.155 MW, dự kiến vào vận hành năm 2028) và Ô Môn 3 (1.050 ± 15% MW, dự kiến vào vận hành năm 2030) sử dụng khí tự nhiên trong nước.

Như vậy, dự kiến đến năm 2030, Petrovietnam và các đơn vị thành viên sẽ quản lý vận hành 8 nhà máy điện khí với tổng công suất ~ 6.500 MW.

Việc vận hành các nhà máy điện khí có thể chia thành 2 giai đoạn (trước và sau năm 2020):

Giai đoạn trước năm 2020: Các nhà máy điện khí có mức giá thành Vc thấp (do chủ yếu sử dụng các nguồn khí giá rẻ) có lợi thế rất lớn trên thị trường điện so với các nhà máy điện than. Do đó, sản lượng huy động của các nhà máy đạt mức cao (Nhơn Trạch 1, Nhơn Trạch 2 đạt từ 6.000-7.000h/năm).

Từ năm 2020: Do ảnh hưởng của dịch Covid-19, sự suy giảm của các nguồn khí giá rẻ và sự cạnh tranh của các nguồn điện mới (điện gió, mặt trời), huy động của các nhà máy điện khí giảm thấp (Nhơn Trạch 1 năm 2024 chỉ được huy động ~ 700h).

II. Các quy định hiện tại về về vận hành các nhà máy điện khí:

Khoản 8, Điều 5, Luật Điện lực số 61/2024/QH15 đã tạo cơ sở pháp lý về cơ chế khuyến khích phát triển các nhà máy điện khí:

“8. Về chính sách phát triển nhiệt điện khí:

a) Ưu tiên phát triển nhiệt điện khí sử dụng nguồn khí thiên nhiên trong nước, phát triển nhanh nhiệt điện khí sử dụng khí thiên nhiên hóa lỏng, đưa điện khí dần trở thành nguồn cung cấp điện năng quan trọng, hỗ trợ cho điều tiết hệ thống điện;

b) Có cơ chế huy động các dự án nhiệt điện sử dụng nguồn khí thiên nhiên trong nước tối đa theo khả năng cấp khí và các ràng buộc về nhiên liệu để bảo đảm hài hòa lợi ích tổng thể của quốc gia;

c) Có cơ chế để phát triển các nhà máy nhiệt điện sử dụng khí thiên nhiên hóa lỏng quy định tại khoản 6 Điều này; ưu tiên phát triển các dự án điện lực gắn với việc sử dụng chung hạ tầng kho cảng nhập khí thiên nhiên hóa lỏng, đường ống khí để giảm giá thành sản xuất điện”.

Trên cơ sở Luật Điện lực số 61/2024/QH15, Chính phủ đã ban hành Nghị định 56/2025/NĐ-CP và Nghị định 100/2025/NĐ-CP để cụ thể hoá các cơ chế phát triển các dự án nhà máy điện sử dụng khí tự nhiên trong nước và khí tự nhiên hóa lỏng (LNG) nhập khẩu. Trong đó:

1. Các dự án nhiệt điện khí sử dụng khí thiên nhiên khai thác trong nước 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 và sản lượng phát điện khả dụng của dự án nhiệt điện khí, nhu cầu và ràng buộc kỹ thuật của hệ thống điện quốc gia. Áp dụng đối với các dự án bắt đầu vận hành chính thức trước 1/1/2026.

2. Đối với các dự án nhiệt điện khí sử dụng LNG nhập khẩu, sản lượng điện hợp đồng tối thiểu (Qctt) dài hạn không thấp hơn 65% GO, thực hiện trong không quá 10 năm trả nợ gốc và lãi vay, áp dụng đối với các dự án vào vận hành chính thức trước 1/1/2031.

Tại Thông tư vận hành thị trường điện bán buôn, các nhà máy nhiệt điện có các ràng buộc phải sử dụng tối đa nguồn nhiên liệu khí để đảm bảo lợi ích quốc gia và được cơ quan nhà nước có thẩm quyền cho phép thì sẽ gián tiếp tham gia thị trường điện.

Ngày 15/4/2025, Thủ tướng Chính phủ ký Quyết định số 768/QĐ-TTg về việc Phê duyệt điều chỉnh quy hoạch phát triển điện lực Quốc gia thời kỳ 2021 - 2030, tầm nhìn đến năm 2050, trong đó xác định điện khí (nhiệt điện khí trong nước và nhiệt điện LNG) là một trong những nguồn điện quan trọng, đóng vai trò cầu nối chuyển dịch năng lượng từ than sang tái tạo (NLTT).

Theo đó, dự kiến đến năm 2030, tổng công suất nguồn điện phục vụ nhu cầu trong nước đạt 183.291-236.363 MW, trong đó nhiệt điện khí trong nước là 10.861-14.930 MW (tỷ lệ 5,9-6,3%) và nhiệt điện LNG là 22.524 MW (tỷ lệ 9,5-12,3%). Tổng điện khí khoảng 33.385-37.454 MW, chiếm tỷ trọng đáng kể (~15-18% cơ cấu nguồn).

Định hướng từ năm 2031-2035 ưu tiên đẩy nhanh các dự án đã phê duyệt (như Long Sơn, Long An 2) và linh hoạt điều chỉnh dự phòng. Đến năm 2050, điện khí tiếp tục tồn tại, nhưng chuyển dần sang hydro đốt kèm/hoàn toàn và CCS (thu giữ carbon), với tỷ trọng giảm mạnh khi NLTT chiếm 74-75%.

Với các quy định trên, 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.

III. Khó khăn, vướng mắc trong phát triển các dự án điện khí:

1. Đối với các nhà máy điện sử dụng khí tự nhiên trong nước:

Các nhà máy điện khí hiện hữu hiện không được áp dụng các cơ chế khuyến khích tại Nghị định 56 và Nghị định 100. Đồng thời, việc đàm phán các hợp đồng mua bán khí với các chủ mỏ khí gặp nhiều khó khăn do chưa có cơ chế vận hành phù hợp nhằm thúc đẩy khai thác, huy động hiệu quả các nhà máy nhiệt điện khí đang sử dụng nguồn khí thiên nhiên hiện hữu và các nguồn khí mới dự kiến phát triển trong thời gian tới.

Do hiện nay phần lớn các mỏ khí đang ở trong giai đoạn cuối đời mỏ, việc không có quy định để đảm bảo duy trì lưu lượng huy động khí tối thiểu cho sản xuất điện sẽ gây khó khăn trong việc đảm bảo các mỏ khí hoạt động an toàn, ổn định và tránh các sự cố có thể phát sinh ảnh hưởng đến công tác vận hành an toàn hệ thống khí - điện, đặc biệt trong các dịp thấp điểm như Lễ, Tết và mùa mưa.

2. Đối với các nhà máy điện sử dụng khí LNG nhập khẩu:

- Sản lượng điện hợp đồng tối thiểu dài hạn:

Cơ chế sản lượng điện hợp đồng tối thiểu dài hạn (Qctt) là cơ chế khuyến khích để phát triển điện khí LNG nhập khẩu được quy định tại Luật Điện lực phục vụ mục tiêu ổn định nguồn điện nền, phát triển các nguồn điện sử dụng năng lượng tái tạo, góp phần hoàn thành mục tiêu chung theo cam kết Net-Zero vào năm 2050.

Theo quy định hiện hành, các dự án LNG nhập khẩu đều là đối tượng trực tiếp tham gia thị trường. Trong giai đoạn 2024-2027, dự án điện LNG đều là các dự án có chi phí biến đổi cao (khoảng 2.700-2.900 đồng/kWh), khi tham gia thị trường điện sẽ khó cạnh tranh hơn so với các nguồn điện giá rẻ truyền thống khác: Thủy điện (giá hợp đồng bình quân khoảng 820-850 đồng/kWh); nhiệt điện than (giá biến đổi bình quân khoảng 1.250-1.300 đồng/kWh); nhiệt điện khí sử dụng khí nội (giá biến đổi bình quân khoảng 1.740-1.850 đồng/kWh).

Như vậy, về thứ tự xét giá để được huy động, các dự án LNG nhập khẩu xếp sau các nguồn điện truyền thống khác.

Trong cơ cấu nguồn điện hiện nay, tỷ trọng nguồn điện năng lượng tái tạo ngày càng tăng cao, thủy điện vẫn chiếm tỷ trọng lớn; đồng thời có khoảng 61% nguồn điện chưa tham gia thị trường điện và được hưởng các cơ chế ưu tiên huy động, hoặc khuyến khích phát điện, càng làm tăng rủi ro cho các dự án LNG có giá thành sản xuất cao khi tham gia thị trường điện. Thêm vào đó, hiện nay, các dự án LNG đang khởi công xây dựng đều có suất đầu tư cao hơn nhiều so với thời điểm trước đây. Vì vậy, các chủ đầu tư đều mong muốn cam kết Qctt ở mức hợp lý đủ để trả nợ gốc và lãi vay cho dự án trong bối cảnh giá thị trường điện ở Việt Nam luôn mức thấp.

Cụ thể, trong giai đoạn từ 2012-2025 giá thị trường điện bình quân đạt 1.006 đồng/kWh; trong giai đoạn từ 2021-2025 giá thị trường điện bình quân đạt 1.253 đồng/kWh - thấp hơn rất nhiều so với giá biến đổi của nhà máy điện sử dụng LNG nhập khẩu.

- Cơ chế chuyển ngang giá nhiên liệu sang giá điện:

Theo quy định về giá khí tại hợp đồng mua bán khí LNG tái hóa cho nhà máy điện, toàn bộ các loại thuế, phí và chi phí liên quan đến hoạt động nhập khẩu LNG phát sinh thực tế (như chi phí thư tín dụng dự phòng (SBLC), dịch vụ thông quan hàng hóa, kiểm định/giám định, thuế nhà thầu đối với phí xác nhận SBLC, chi phí tài chính…) được tính vào giá LNG nhập khẩu.

Các khoản thuế, phí và chi phí nêu trên là chi phí phát sinh theo từng chuyến LNG nhập khẩu có đầy đủ hóa đơn và chứng từ thanh toán khi nhập khẩu LNG, do đó giá trị sẽ biến động theo từng chuyến LNG nhập khẩu. Trên cơ sở chuẩn mực kế toán số 02 và quy định tại Điều 25 Thông tư 200/2014/TT-BCT về giá gốc của nguyên liệu ghi trong giá gốc hàng tồn kho (bao gồm giá mua ghi trên hoá đơn, thuế nhập khẩu, thuế tiêu thụ đặc biệt, các chi phí thuế nhập khẩu và các loại thuế, phí chi phí mở SBLC, chi phí hải quan, chi phí giám định hàng…) được tính trong giá LNG nhập khẩu. Do đó, các khoản thuế, phí và chi phí này cấu thành giá LNG nhập khẩu và cần được tính đúng, tính đủ để thanh toán trong giá điện. Tuy nhiên, đến thời điểm hiện tại, vẫn chưa có hướng dẫn chi tiết của cấp có thẩm quyền về cơ chế áp dụng/thanh toán để đưa các khoản thuế, phí và chi phí nêu trên vào giá điện.

- Giá dịch vụ tồn trữ, tái hóa, vận chuyển và phân phối LNG:

Theo quy định tại Khoản 1 Điều 41 Nghị định 146/2025/NĐ-CP, thẩm quyền định giá cụ thể đối với dịch vụ vận chuyển khí thiên nhiên bằng đường ống và dịch vụ tồn trữ, tái hóa, vận chuyển, phân phối LNG cho sản xuất điện đã được phân cấp cho Ủy ban Nhân dân cấp tỉnh thực hiện. Tuy nhiên, đến nay mức cước phí qua kho áp dụng cho các nhà máy vẫn chưa được phê duyệt, gây khó khăn trong công tác triển khai và thanh toán tiền điện. Bên cạnh đó, việc đường ống phân phối, vận chuyển khí hoạt động trên địa bàn của 2 tỉnh, thành khiến đơn vị gặp vướng mắc trong thủ tục phê duyệt (khó xác định địa phương nào là đầu mối phê duyệt mức cước phí qua kho).

- Thời hạn áp dụng:

Dự án điện LNG điển hình cần khoảng 2 năm chuẩn bị đầu tư và tối thiểu 4 năm thi công (chưa bao gồm hạ tầng kho cảng). Trong khi đó, quỹ thời gian từ nay đến thời hạn 1/1/2030 còn chưa đầy 5 năm. Do đó, rủi ro không kịp vận hành thương mại (COD) trước ngày 1/1/2031 là hiện hữu và rất lớn.

Nếu chậm tiến độ và không được áp dụng cơ chế ưu đãi cho điện LNG sau cột mốc này, dự án sẽ đối mặt với nguy cơ không được huy động phát điện. Hệ quả là nhà đầu tư mất khả năng hoàn trả nợ gốc và lãi vay, gây lãng phí nguồn lực xã hội và làm suy giảm niềm tin vào tính ổn định của chính sách.

Thực trạng này khiến các ngân hàng thắt chặt đánh giá rủi ro khi cấp tín dụng theo hình thức tài chính dự án (project finance). Điều này trực tiếp hạn chế khả năng tiếp cận nguồn vốn giá rẻ, làm giảm hiệu quả kinh tế, từ đó đẩy giá thành điện LNG lên cao, gây áp lực lên giá điện bình quân toàn hệ thống.

IV. Đề xuất kiến nghị:

Đề đảm bảo tạo điều kiện thuận lợi nhất cho việc phát triển các dự án điện khí; đồng thời để đảm bảo cụ thể hoá tinh thần của Luật Điện lực năm 2024, Petrovietnam kiến nghị bổ sung một số quy định như sau:

1. Các nhà máy điện sử dụng khí thiên nhiên hiện hữu được huy động tối đa theo khả năng cấp khí.

2. Cho phép các nhà máy điện sử dụng khí thiên nhiên hiện hữu được sử dụng LNG để phát điện.

3. Bổ sung quy định để các nhà máy điện khí LNG được đảm bảo huy động và sử dụng linh hoạt nguồn LNG từ các kho cảng LNG trung tâm.

4. Phân bổ Qctt dài hạn cho các nhà máy điện sử dụng LNG nhập khẩu để đơn vị phát điện thu hồi đủ chi phí trả nợ gốc và lãi vay.

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

BBT TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM

Nguồn tham khảo: Báo cáo của Petrovietnam