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

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...

Cơ chế pháp lý cho nguồn điện khí - Góc nhìn của Hội đồng Khoa học Tạp chí Năng lượng Việt Nam Theo nhận định của chuyên gia Tạp chí Năng lượng Việt Nam: Phát triển các chuỗi dự án khí - điện ở nước ta không còn nằm ở tiềm năng, hay nhu cầu, mà nằm ở khả năng thiết kế một cơ chế đủ tin cậy để thu hút vốn và phân bổ rủi ro. Điện khí, vì vậy đang trở thành phép thử trực tiếp đối với năng lực hoạch định và thực thi chính sách năng lượng của Việt Nam trong giai đoạn 2026-2030.

Theo Điều chỉnh Quy hoạch điện VIII: Đến năm 2030, tổng công suất các nguồn điện sử dụng khí thiên nhiên hóa lỏng (LNG) nhập khẩu đạt 22.524 MW; đến năm 2035 tổng công suất nguồn điện LNG đạt 34.724 MW. Định hướng năm 2050, các nhà máy sử dụng LNG sẽ được chuyển đổi nhiên liệu đốt kèm hydrogen, hoặc chuyển sang chạy hoàn toàn bằng hydrogen. Cụ thể, Điều chỉnh Quy hoạch điện VIII đã định hướng phát triển 21 dự án nhiệt điện LNG, trong đó có 15 dự án nhà máy nhiệt điện LNG vận hành giai đoạn 2025-2030 và 6 dự án nhiệt điện LNG vận hành giai đoạn 2031-2035.

Các dự án nhiệt điện khí sử dụng LNG nhập khẩu sẽ là các nguồn điện nền, linh hoạt quan trọng, góp phần bảo đảm cung cấp điện, vận hành hệ thống điện an toàn, ổn định, tin cậy khi tích hợp quy mô lớn các nguồn điện năng lượng tái tạo; góp phần thực hiện các mục tiêu chuyển đổi năng lượng. Tuy nhiên, các dự án điện khí LNG nhập khẩu là nguồn điện có chi phí phát điện cao hơn nhiều so với các nguồn điện khác, đặc biệt chịu ảnh hưởng lớn bởi các vấn đề địa chính trị. (Ví dụ như khủng hoảng tại Trung Đông hiện nay, giá điện của các nhà máy điện khí LNG nhập khẩu tăng đột biến, có thể lên tới 5.000 đồng/kWh). Vì vậy, để chủ động đảm bảo an ninh năng lượng quốc gia, hạn chế gây lãng phí xã hội, cần tính toán kỹ nhu cầu để đầu tư, phát triển theo lộ trình với cơ cấu các loại hình nguồn điện phù hợp, từ đó có các cơ chế phát triển hiệu quả trên nguyên tắc đảm bảo an ninh năng lượng, an ninh cung cấp điện với giá điện hợp lý, tối ưu hoá tổng chi phí mua điện từ các loại hình nguồn điện.

Sau khi Luật Điện lực số 61/2024/QH15 được Quốc hội thông qua và có hiệu lực, Chính phủ đã kịp thời ban hành Nghị định số 56/2025/NĐ-CP ngày 3/3/2025 và Nghị định số 100/2025/NĐ-CP ngày 8/5/2025. Hai nghị định này đã cụ thể hóa chính sách phát triển các dự án nhiệt điện sử dụng khí LNG nhập khẩu thông qua các cơ chế về: (i) Nguyên tắc chuyển ngang giá nhiên liệu sang giá điện; (ii) Sản lượng điện hợp đồng tối thiểu dài hạn (Qc tối thiểu dài hạn) không thấp hơn mức 65% sản lượng điện phát bình quân nhiều năm của dự án nhiệt điện khí và thời gian áp dụng không quá 10 năm (kể từ ngày đưa dự án vào vận hành phát điện).

Hiện nay, đã có 1 nhà máy nhiệt điện LNG là Nhơn Trạch 3 và 4 (1.624 MW) vào vận hành và chính thức tham gia thị trường điện cạnh tranh từ 1/1/2026 theo cơ chế tại các Nghị định số 56/2025/NĐ-CP và Nghị định số 100/2025/NĐ-CP. Còn Nhà máy điện LNG Hiệp Phước (giai đoạn 1) đã ký chính thức ký hợp đồng mua bán điện (PPA) với EVN và triển khai khởi công xây dựng.

Khó khăn, vướng mắc đối với các dự án nhiệt điện sử dụng LNG nhập khẩu:

Các khó khăn, vướng mắc và đề xuất chính của các nhà đầu tư chủ yếu xuất phát từ các điều kiện đảm bảo đầu tư để thu xếp được tài chính với các bên cho vay, bao gồm:

1. Được áp dụng các cơ chế bảo đảm khả năng thu xếp vốn tương tự như các dự án nhà máy điện đầu tư theo hình thức BOT trước đây.

2. Áp dụng cơ chế giá công suất, hoặc cơ chế thanh toán dự phòng.

3. Việc thỏa thuận hợp đồng mua bán điện (PPA) chưa đáp ứng được mục tiêu giảm thiểu rủi ro giữa bên bán và bên mua điện. Điều chỉnh quy định về Qc tối thiểu dài hạn theo hướng cao hơn mức 65% và kéo dài thời gian áp dụng đến 20, hoặc 25 năm (thay vì chỉ áp dụng trong thời hạn không quá 10 năm). Ngoài ra:

4. Để triển khai một dự án điện khí nói chung và dự án điện khí LNG nhập khẩu nói riêng cần ít nhất các hợp đồng/thỏa thuận thương mại quan trọng: Hợp đồng/thoả thuận mua bán LNG nhập khẩu (LNG SPA), đối với các dự án điện khí LNG, Hợp đồng/thoả thuận mua bán khí (GSA) và Hợp đồng mua bán điện (PPA).

Thực tế, quá trình đàm phán các thỏa thuận này, các rủi ro từ các hợp đồng từ thượng nguồn (LNG SPA), trung nguồn (GSA) đều được các bên đẩy vào PPA. Đây là khó khăn không chỉ cho chủ đầu tư nhà máy điện, mà cho cả bên mua điện (EVN), điều này làm trở ngại quá trình đàm phán PPA.

Ngược lại, EVN nhận định nhiều đề xuất của các chủ đầu liên quan đến các nội dung như: Luật áp dụng, áp dụng nhiều điều khoản như dự án điện BOT, đảm bảo đầu tư, quyền của bên cho vay, bảo lãnh chuyển đổi ngoại tệ, mua lại dự án… đều nằm ngoài các quy định hiện hành, không có cơ sở để EVN thực hiện.

Đối với Qc tối thiểu dài hạn, EVN lo ngại: Nếu nâng mức Qc tối thiểu dài hạn quá cao có thể dẫn tới tăng chi phí mua điện khi nhu cầu huy động thực tế thấp so với Qc tối thiểu dài hạn (vốn dĩ chỉ là cam kết tài chính trong thị trường điện và không kèm theo ràng buộc bắt buộc vận hành, huy động thực tế), trong khi giá điện của các nhà máy điện LNG ở mức cao hơn nhiều so với các nhà máy điện khác trong hệ thống, gây áp lực đáng kể lên giá bán lẻ điện.

Tháo gỡ vướng mắc cho các dự án nhiệt điện khí LNG:

Nghị quyết số 70-NQ/TW đã xác định một trong các giải pháp, nhiệm vụ chủ yếu là “… có cơ chế, chính sách đặc thù vượt trội để thu hút và triển khai các dự án năng lượng quan trọng, cấp bách của quốc gia”. Đồng thời, Nghị quyết số 70-NQ/TW xác định giải pháp: “…khẩn trương rà soát, tháo gỡ khó khăn để thúc đẩy triển khai các dự án điện khí, LNG, nhất là cơ chế về giá mua bán điện”.

Bên cạnh đó, Nghị quyết số 68-NQ/TW ngày 4 tháng 5 năm 2025 của Bộ Chính trị về phát triển kinh tế tư nhân xác định: “Nhà nước kiến tạo, phục vụ, hỗ trợ kinh tế tư nhân phát triển nhanh, bền vững, không can thiệp hành chính vào hoạt động sản xuất, kinh doanh trái với nguyên tắc thị trường” và Nghị quyết số 70-NQ/TW xác định: “Cần tiếp tục đẩy mạnh giao quyền tự chủ, tự quyết, tự chịu trách nhiệm của doanh nghiệp”.

Với chủ trương tại Nghị quyết số 70-NQ/TW và Nghị quyết số 68-NQ/TW, trong phạm vi thẩm quyền, Bộ Công Thương đã nỗ lực tháo gỡ các vướng mắc trong quá trình triển khai thực hiện các dự án điện theo quy hoạch, đặc biệt các dự án điện khí LNG nhập khẩu.

Cụ thể, đã chủ động đề xuất bổ sung nội dung quy định về cơ chế phát triển các dự án nhiệt điện khí sử dụng LNG nhập khẩu tại Dự thảo Nghị quyết của Quốc hội về các cơ chế, chính sách phát triển năng lượng quốc gia giai đoạn 2026-2030 để kịp thời tháo gỡ các khó khăn cho các dự án nhiệt điện khí sử dụng LNG nhập khẩu; ban hành các thông tư hướng dẫn về khung giá phát điện, PPA và vận hành thị trường điện để các chủ đầu tư có đủ cơ sở đàm phán hợp đồng mua bán điện cho dự án.

Không thể phủ nhận vai trò tích cực của các nguồn điện LNG. Tuy nhiên, trong bối cảnh tỷ trọng năng lượng tái tạo và hệ thống pin lưu trữ điện (BESS) dự kiến tăng nhanh trong hệ thống điện, vai trò vận hành của các nhà máy nhiệt điện nói chung và nhiệt điện sử dụng khí LNG sẽ thay đổi theo hướng chuyển dần sang chức năng nguồn điện linh hoạt, đóng vai trò cân bằng, điều tiết cho hệ thống thay vì nguồn điện chạy nền, bù đắp sự biến động của các nguồn năng lượng phụ thuộc thời tiết và đáp ứng phụ tải trong các thời điểm phụ tải cao. Cách thức chào giá và huy động theo chi phí trong thị trường điện sẽ tự động ưu tiên các nguồn phát có giá biến đổi thấp hơn như năng lượng tái tạo, thủy điện và các nguồn nhiệt điện than, hay nhiệt điện khí nội địa. Điều này dẫn đến xu hướng giảm số giờ vận hành và hệ số công suất của các nhà máy nhiệt điện sử dụng khí LNG nhập khẩu theo thời gian.

Góp ý của các cơ quan, doanh nghiệp và quan điểm của Bộ Công Thương:

Thông tin cập nhật: Ngày 5/5/2026, Bộ Công Thương đã công bố bản tổng hợp, tiếp thu, giải trình ý kiến góp ý, phản biện xã hội đối với hồ sơ dự thảo sửa đổi Nghị định 56/2025/NĐ-CP, trong đó tập trung hoàn thiện cơ chế sản lượng điện cho các dự án nguồn điện sử dụng khí tự nhiên hóa lỏng (LNG).

Theo Bộ Công Thương: Quá trình lấy ý kiến được triển khai rộng rãi với sự tham gia của 16 cơ quan, tổ chức, bao gồm nhiều bộ, ngành như: Bộ Tài chính, Bộ Tư pháp, Bộ Ngoại giao, Bộ Xây dựng, Bộ Quốc phòng… cùng các tập đoàn, doanh nghiệp lớn trong lĩnh vực năng lượng như: EVN, TKV, Petrovietnam và các nhà đầu tư dự án điện LNG.

Tổng cộng có 19 đơn vị gửi ý kiến góp ý, trong đó 3 đơn vị hoàn toàn nhất trí với nội dung dự thảo, 4 đơn vị chưa tham gia ý kiến; còn lại là các ý kiến góp ý chi tiết liên quan đến phạm vi điều chỉnh, tính khả thi và tác động của chính sách.

Nhiều ý kiến đánh giá việc sửa đổi Nghị định là cần thiết nhằm tháo gỡ các vướng mắc phát sinh trong thực tiễn triển khai các dự án điện khí LNG; đồng thời bảo đảm phù hợp với quy định của Luật Điện lực năm 2024.

Một trong những nội dung trọng tâm của dự thảo là hoàn thiện cơ chế “sản lượng điện hợp đồng tối thiểu dài hạn” (Qc) đối với các dự án điện khí sử dụng LNG nhập khẩu.

Trong quá trình triển khai Nghị định 56 và Nghị định 100, nhiều chủ đầu tư đã phản ánh khó khăn trong việc thu xếp tài chính cho dự án. Nguyên nhân chủ yếu xuất phát từ việc thiếu cơ chế đảm bảo dòng tiền ổn định, trong khi các dự án điện khí LNG có tổng mức đầu tư lớn, phụ thuộc nhiều vào vốn vay.

Các nhà đầu tư đã kiến nghị một số cơ chế như áp dụng giá điện hai thành phần, cơ chế bao tiêu sản lượng điện, kéo dài thời gian áp dụng sản lượng điện hợp đồng, cũng như nâng tỷ lệ sản lượng điện tối thiểu lên mức cao hơn. Trên cơ sở đó, Bộ Công Thương đề xuất nâng mức sản lượng điện hợp đồng tối thiểu dài hạn từ 65% lên 75% sản lượng điện phát bình quân nhiều năm của dự án; đồng thời kéo dài thời gian áp dụng tối đa từ 10 năm lên 15 năm.

Theo lý giải của cơ quan soạn thảo: Mức điều chỉnh này nhằm tạo điều kiện thuận lợi hơn cho các nhà đầu tư trong việc thu xếp vốn; đồng thời vẫn bảo đảm cân đối lợi ích giữa các bên và phù hợp với khả năng vận hành của hệ thống điện. Tuy nhiên, nhiều doanh nghiệp cho rằng: Mức 75% vẫn chưa đủ hấp dẫn để bảo đảm tính khả thi tài chính của dự án, đề xuất nâng lên 85-95% và kéo dài thời gian áp dụng đến 20-25 năm.

Trước các đề xuất nâng mạnh tỷ lệ Qc, Bộ Công Thương đã tiến hành tính toán, đánh giá trên nhiều kịch bản phụ tải điện khác nhau - từ cơ sở, đến cao và cao đặc biệt.

Kết quả cho thấy: Nếu tỷ lệ Qc tăng lên từ 80% trở lên, có thể xuất hiện tình trạng “over contract” - tức sản lượng điện hợp đồng cao hơn nhu cầu huy động thực tế của hệ thống. Khi đó, dù không phát điện, bên mua điện vẫn phải thanh toán theo hợp đồng, dẫn đến gia tăng chi phí toàn hệ thống.

Đặc biệt, trong bối cảnh giá điện từ các nhà máy LNG thường cao hơn so với nhiều nguồn điện khác, việc tăng nghĩa vụ thanh toán hợp đồng có thể gây áp lực lên giá điện bình quân và ảnh hưởng đến người tiêu dùng. Vì vậy, Bộ Công Thương đã đề xuất Qc chỉ tăng từ 65% lên 75%.

Bên cạnh đó, dự thảo tiếp tục giữ nguyên nguyên tắc để các bên mua và bán điện tự thỏa thuận mức sản lượng cụ thể trong hợp đồng, trên cơ sở tuân thủ mức tối thiểu theo quy định. Cách tiếp cận này phù hợp với chủ trương phát triển thị trường điện cạnh tranh và hạn chế can thiệp hành chính vào hoạt động kinh doanh.

Ngoài vấn đề sản lượng điện hợp đồng, các doanh nghiệp và nhà đầu tư cũng đưa ra nhiều kiến nghị liên quan đến cơ chế giá điện, hợp đồng mua bán điện (PPA), tỷ giá, lạm phát, cũng như cơ chế bao tiêu nhiên liệu LNG.

Một số ý kiến đề xuất cho phép chuyển ngang toàn bộ chi phí nhiên liệu vào giá điện, hoặc bổ sung cơ chế thanh toán trong trường hợp không huy động đủ sản lượng. Tuy nhiên, Bộ Công Thương cho rằng: Các nội dung này không thuộc phạm vi điều chỉnh của Nghị định lần này.

Đón đọc chuyên đề tới: Chính sách phát triển lưu trữ năng lượng (BESS) - Góc nhìn của EVN, Petrovietnam và Hội đồng Khoa học Tạp chí Năng lượng Việt Nam./.

BBT TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM