Đề xuất Chính phủ hoàn thiện chính sách cho nguồn điện khí, lưu trữ năng lượng của Việt Nam giai đoạn 2026-2030

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.

Cơ chế pháp lý cho nguồn điện khí - Quan điểm của cơ quan quản lý Nhà nước về năng lượng Trong các kỳ trước, chúng ta đã tham khảo góc nhìn của Tập đoàn T&T, Tập đoàn Công nghiệp - Năng lượng Quốc gia Việt Nam (Petrovietnam) và Hội đồng Khoa học Tạp chí Năng lượng Việt Nam. Để tạm kết chuyên đề này, chúng tôi xin dẫn lại quan điểm của Cục Điện lực (Bộ Công Thương) dưới đây để bạn đọc cùng tham khảo, thảo luận.

I. Bối cảnh và thực trạng:

Quy hoạch điện VIII Điều chỉnh đã xác định rõ định hướng phát triển hệ thống điện theo hướng đa dạng hóa nguồn cung, gia tăng tỷ trọng năng lượng tái tạo, thúc đẩy các nguồn điện “nền”, nhưng linh hoạt như điện sử dụng khí tự nhiên hóa lỏng (LNG) nhập khẩu và hệ thống lưu trữ năng lượng. Tuy nhiên, thực tiễn triển khai cho thấy nhiều dự án nguồn điện, hạ tầng truyền tải đang chậm tiến độ, đặc biệt là các dự án điện LNG và năng lượng tái tạo quy mô lớn. Trong mục tiêu của Điều chỉnh Quy hoạch điện VIII cần có tổng 22.500 MW nguồn điện LNG vào năm 2030, nhưng hiện mới có 01 công trình là Nhà máy điện LNG Nhơn Trạch 3 và 4 (1.654 MW) vừa được đưa vào vận hành. Nguy cơ thiếu điện từ năm 2027 trở đi là rất cao. Hiện tại, Bộ Công Thương đang rất nỗ lực dự thảo sửa đổi các nghị định liên quan, tạo điều kiện cho phát triển nguồn điện LNG, trình Chính phủ ban hành, nhưng vẫn còn nhiều vướng mắc khó tháo gỡ.

Một số dự án điện LNG chưa hoàn tất lựa chọn nhà đầu tư, chưa ký kết được hợp đồng mua bán điện, hoặc gặp khó khăn trong thu xếp tài chính. Đồng thời, hệ thống điện đang bước vào giai đoạn biến động cao khi tỷ trọng năng lượng tái tạo tăng nhanh, đòi hỏi cấp thiết phải có các nguồn điện linh hoạt và giải pháp lưu trữ năng lượng để bảo đảm vận hành ổn định, an toàn hệ thống, trong khi quy mô hệ thống lưu trữ năng lượng (BESS) còn nhỏ lẻ, khó đạt mục tiêu từ 10.000-16.300 MW vào năm 2030 theo Quy hoạch.

II. Những vướng mắc, thách thức chủ yếu:

Đối với nguồn điện sử dụng khí trong nước, cũng như nguồn điện sử dụng LNG nhập khẩu, mặc dù được xác định là nguồn chuyển tiếp quan trọng, song việc triển khai còn gặp nhiều khó khăn. Cơ chế hợp đồng mua bán điện (PPA) hiện tại chưa đáp ứng yêu cầu phân bổ rủi ro hợp lý và công bằng; thiếu các cơ chế chia sẻ rủi ro giữa nhà nước và nhà đầu tư khiến cho các rủi ro thị trường điện và rủi ro nhiên liệu chưa được chia sẻ cân xứng, mặc dù tầm kiểm soát của nhà đầu tư đối với các rủi ro này là có giới hạn. PPA hiện hành chưa đạt ngưỡng có thể cho vay vốn “bankable”, dẫn đến hạn chế trong huy động vốn/vay vốn quốc tế.

Qua phân tích cho thấy: Điểm nghẽn chủ yếu không nằm ở công nghệ, hay nhu cầu thị trường, mà xuất phát từ thiết kế thể chế chưa đủ ổn định và hấp dẫn.

Đối với hệ thống lưu trữ năng lượng (BESS), trong bối cảnh năng lượng tái tạo gia tăng nhanh - đây là cấu phần thiết yếu để cân bằng hệ thống điện theo thời gian thực và hỗ trợ phát triển các nguồn điện mặt trời. Tuy nhiên, đến nay vẫn chưa có khung pháp lý đầy đủ, chưa hình thành cơ chế giá và thị trường tương ứng, khiến cho nhu cầu thực tế đã xuất hiện, nhưng chưa thể chuyển hóa thành đầu tư cụ thể.

Bên cạnh đó, một số tồn tại mang tính hệ thống cũng đang ảnh hưởng trực tiếp đến tiến độ phát triển nguồn điện. Cụ thể là cơ chế giá điện chưa phản ánh đầy đủ tín hiệu thị trường, thiếu cơ chế giá công suất và dịch vụ phụ trợ, thị trường điện cạnh tranh phát triển chưa đồng bộ, khung pháp lý đối với các công nghệ mới còn chưa hoàn thiện.

III. Kiến nghị, đề xuất:

Nhằm tháo gỡ các điểm nghẽn nêu trên, góp phần bảo đảm vững chắc an ninh năng lượng quốc gia, chúng tôi kính đề nghị Thủ tướng Chính phủ quan tâm xem xét, chỉ đạo một số định hướng lớn.

Trước hết: Cần đẩy nhanh quá trình hoàn thiện thị trường điện cạnh tranh theo lộ trình đã đề ra; đồng thời nghiên cứu và áp dụng Cơ chế giá công suất (Capacity Adequacy Mechanism - CAM) cho các dự án điện khí/điện LNG. Việc hiện thực hóa cấu trúc doanh thu ổn định thông qua việc áp dụng cơ chế CAM là điều kiện cần thiết để các dự án điện có thể đảm bảo “khả năng thu xếp vốn” trong khuôn khổ tài chính dự án (project finance) quốc tế. Việc áp dụng CAM cũng đem lại sự linh hoạt nhất định đối với việc mua điện từ điện khí/điện LNG, giảm thiểu gánh nặng tài chính cho EVN, đặc biệt trong các giai đoạn giá khí LNG cao. Đồng thời, khi áp dụng cơ chế CAM, có thể xem xét giảm sản lượng điện Qc (so với quy định hiện tại).

Thứ hai: Việc cải cách PPA là hết sức cấp thiết theo hướng nâng cao tính ổn định, minh bạch và khả năng thu hồi vốn đối với các dự án điện khí LNG. Đồng thời, việc thu xếp mua LNG dựa trên các hợp đồng dài hạn là phụ thuộc vào các ràng buộc đáng kể phát sinh từ quá trình vận hành. Tất cả các chi phí vận hành (OPEX) bao gồm chi phí logistics nhiên liệu, cũng như các nghĩa vụ liên quan đến nhiên liệu cần phải được tính toán đầy đủ và được thu hồi qua cơ chế chuyển ngang minh bạch trong PPA. Cần thiết thiết kế cơ chế chia sẻ rủi ro hợp lý giữa các bên, cho phép điều chỉnh phù hợp với các rủi ro vận hành của nhiên liệu, biến động của giá nhiên liệu và tỷ giá.

Các đề xuất thứ nhất và thứ hai này là các giải pháp trọng yếu cần được xem xét và áp dụng tức thời để hiện thực hóa các dự án điện khí/điện LNG theo tiến độ đã đề ra tại Quy hoạch điện VIII Điều chỉnh.

Cùng với đó, việc bảo đảm nguồn cung LNG cần được tiếp cận ở tầm chiến lược dài hạn, bao gồm xây dựng chính sách nhập khẩu ổn định, phát triển đồng bộ hệ thống kho, cảng và hạ tầng liên quan. Đặc biệt, việc ưu tiên các hợp đồng mua LNG dài hạn (LNG SPA) và việc đa dạng hóa nguồn cung là cần thiết để đảm bảo an ninh năng lượng quốc gia, bảo vệ nền kinh tế khỏi các cú sốc giá từ thị trường giao ngay mỗi khi có các sự kiện địa chính trị.

Thứ ba: Đối với hệ thống lưu trữ năng lượng, cần phát triển thị trường dịch vụ phụ trợ nhằm tạo tín hiệu thị trường rõ ràng cho các nguồn điện linh hoạt, lưu trữ và sớm ban hành khung pháp lý riêng, xây dựng cơ chế giá phù hợp với đặc thù vận hành. Đồng thời, hoàn thiện các tiêu chuẩn kỹ thuật và quy định về an toàn, nhất là quy định phòng cháy chữa cháy để tạo nền tảng cho thị trường phát triển.

Cuối cùng: Cần tiếp tục hoàn thiện môi trường đầu tư và có các bảo đảm đầu tư theo hướng minh bạch, ổn định, có tính dự báo cao, qua đó thu hút mạnh mẽ nguồn lực từ khu vực tư nhân và đầu tư nước ngoài; đồng thời tận dụng hiệu quả các nguồn vốn phục vụ chuyển dịch năng lượng./.

BBT TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM