Điều kiện nào để nguồn điện LNG vận hành hiệu quả trong thị trường điện cạnh tranh Việt Nam?

Thông tư 66 và các tác động đến môi trường đầu tư/đấu thầu dự án điện ở Việt Nam Việc Bộ Công Thương ban hành Thông tư 66/2025/TT-BCT vào thời điểm cuối năm 2025 cho thấy nỗ lực hoàn thiện khung pháp lý đấu thầu dự án điện lực trong bối cảnh hệ thống luật và nghị định mới bắt đầu đi vào thực thi. Dù không tạo ra thay đổi mang tính đột phá, Thông tư 66 có ý nghĩa quan trọng trong việc chuẩn hóa quy trình lựa chọn nhà đầu tư, giảm bất định chính sách và chuẩn bị nền tảng cho giai đoạn đầu tư điện lực theo Quy hoạch điện VIII điều chỉnh. Bài viết sau đây của chuyên gia Tạp chí Năng lượng Việt Nam phân tích những nội dung sửa đổi cốt lõi của Thông tư 66, đánh giá tác động đối với môi trường đầu tư điện lực, chỉ ra những vấn đề chính sách cần tiếp tục được hoàn thiện trong giai đoạn tới.

Khoảng cách giữa quy hoạch và thực thi:

Trong điều kiện bình thường, mỗi dự án điện khí LNG cần ít nhất 3-4 năm để hoàn tất từ thu xếp vốn, ký hợp đồng mua bán điện, đặt thiết bị đến xây dựng. Trong bối cảnh thiết bị tuabin khí trên thế giới đang khan hiếm, nếu không sớm tháo gỡ các nút thắt chính sách, mục tiêu đưa 7-8 dự án LNG vào vận hành trước năm 2030 sẽ rất khó khả thi.

Điện khí LNG được kỳ vọng là nguồn điện chuyển tiếp quan trọng, vừa bổ sung công suất nền, vừa hỗ trợ tích hợp năng lượng tái tạo. Tuy nhiên, đây cũng là lĩnh vực bộc lộ rõ nhất những bất cập trong thiết kế cơ chế thị trường. Trong số các điểm nghẽn, cơ chế bao tiêu sản lượng tối thiểu (Qc) đang nổi lên như yếu tố quyết định khả năng triển khai các dự án điện khí LNG trong thị trường điện cạnh tranh.

Qc không chỉ là tham số kỹ thuật, mà là vấn đề phân bổ rủi ro:

Tại Diễn đàn “Hiện thực hóa các mục tiêu tại Nghị quyết số 70 của Bộ Chính trị về bảo đảm an ninh năng lượng quốc gia” do Cục Điện lực - Bộ Công Thương phối hợp với Hiệp hội Năng lượng Việt Nam tổ chức ngày 21/1/2026 tại Hà Nội, tranh luận lớn nhất xoay quanh một câu hỏi tưởng như thuần túy kỹ thuật: Với điều kiện nào thì nhà máy điện LNG vẫn có thể có lợi nhuận trong thị trường điện cạnh tranh?

Tranh luận đầu tiên tập trung vào hệ số huy động. Các nhà đầu tư trong nước cho rằng: Trong điều kiện chưa có cơ chế bù đắp rủi ro đầy đủ, nhà máy phải đạt hệ số huy động rất cao (khoảng Qc ≈ 90%), mới có thể bảo đảm dòng tiền trả nợ và thu hồi vốn.

Ngược lại, nhiều nhà đầu tư quốc tế cho rằng: Ngay cả khi hệ số huy động ở mức thấp (khoảng Qc ≈ 30%), dự án vẫn có thể khả thi về tài chính, nếu tồn tại một cơ chế thanh toán cho công suất sẵn sàng, cho phép bù đắp các chi phí cố định khi nhà máy không được huy động do yêu cầu điều độ hệ thống.

Tranh luận này cho thấy một vấn đề cốt lõi: Hệ số huy động không phải là một tham số kỹ thuật thuần túy, mà là kết quả của thiết kế cơ chế phân bổ rủi ro giữa nhà đầu tư, người mua điện và hệ thống điện quốc gia.

Rủi ro chuỗi cung ứng và bài toán chi phí kho LNG:

Một trục tranh luận sâu hơn liên quan đến bản chất hàng hóa - LNG. Khác với than, LNG chưa phải là hàng hóa được chuẩn hóa hoàn toàn. Thị trường dài hạn không bảo đảm luôn có thể ký được hợp đồng theo khối lượng mong muốn, trong khi thị trường giao ngay tiềm ẩn rủi ro lớn về giá và tính sẵn có. Điều này khiến điện khí LNG mang trong mình rủi ro chuỗi cung ứng cao hơn đáng kể so với các loại hình nguồn điện truyền thống.

Tranh luận kỹ thuật - chính sách sâu nhất tập trung vào việc phân loại chi phí kho LNG và tính khả thi của cơ chế bù đắp công suất sẵn sàng. Chi phí kho LNG về bản chất là chi phí cố định, phát sinh bất kể mức độ huy động. Cơ chế bù đắp công suất chỉ có ý nghĩa - nếu được dùng để thu hồi những chi phí cố định không thể thu hồi do huy động thấp, mà nguyên nhân đến từ điều độ hệ thống.

Nếu chi phí đầu tư kho LNG bị xếp như chi phí biến đổi, thì cơ chế bù đắp công suất sẽ mất ý nghĩa, dự án khó có thể thuyết phục được các tổ chức tín dụng dài hạn và toàn bộ cấu trúc tài chính của dự án điện khí LNG tích hợp có nguy cơ mất tính khả thi.

Nhiều ý kiến cho rằng: Cần nhìn nhận kho LNG như một dạng hạ tầng năng lượng, với cơ chế giá, hoặc biểu phí riêng phù hợp với chuẩn mực quốc tế.

Theo nghĩa đó, Qc không phải là một con số kỹ thuật, mà là kết quả của một thiết kế thể chế. Nếu toàn bộ rủi ro huy động thấp bị đẩy về phía nhà đầu tư, thì họ buộc phải yêu cầu Qc rất cao.

Ngược lại, nếu tồn tại các công cụ chia sẻ rủi ro hợp lý, thì Qc thấp vẫn có thể chấp nhận được về mặt tài chính.

Kinh nghiệm quốc tế - Không để nhà máy LNG sống bằng thị trường giao ngay:

Các nghiên cứu của Viện Kinh tế Năng lượng Nhật Bản (IEEJ) cho thấy: Tại châu Âu, Hoa Kỳ, Nhật Bản, hầu hết các thị trường điện đã phải thiết kế thêm các cơ chế thu hồi chi phí cố định cho các nguồn điện có vai trò hệ thống như điện khí và điện hạt nhân.

Các công cụ phổ biến gồm hợp đồng chênh lệch giá (CfD) tại Anh, mô hình tài sản điều tiết (RAB) cho các dự án hạ tầng lớn, đấu thầu nguồn điện dài hạn tại Nhật Bản và thị trường công suất tại Hoa Kỳ. Mục tiêu chung là nâng cao tính dự báo của dòng tiền, từ đó giảm chi phí vốn và giúp dự án khả thi ngay cả khi hệ số huy động thấp.

Theo Moody’s và Peluchon (2019): Các dự án có hợp đồng dài hạn, hoặc cơ chế bảo đảm doanh thu luôn có chi phí vốn thấp hơn đáng kể so với các dự án bán điện hoàn toàn trên thị trường giao ngay.

Ngược lại, nếu buộc nhà máy LNG phải sống chủ yếu bằng thị trường kWh, thì rủi ro cao sẽ làm chi phí vốn tăng mạnh, kéo theo giá điện tăng và nguy cơ thiếu đầu tư.

Trường hợp Nhơn Trạch 3 và 4 - Bài học về thu xếp vốn không bảo lãnh Chính phủ:

Nhà máy điện LNG Nhơn Trạch 3-4 là dự án LNG đầu tiên của Việt Nam vận hành thương mại; đồng thời cũng là dự án đầu tiên không có bất kỳ bảo lãnh nào của Chính phủ.

Từ kinh nghiệm thực tế, dự án chỉ có thể thu xếp vốn thành công khi thuyết phục được các định chế tài chính quốc tế về ba yếu tố: Vai trò chiến lược của LNG trong chuyển dịch năng lượng, hiệu quả tài chính của dự án và tiêu chuẩn môi trường nghiêm ngặt.

Tuy nhiên, ngay cả với Nhơn Trạch 3-4, cơ chế Qc vẫn là thách thức lớn nhất. Hiện nay, Chính phủ đang cho phép Qc = 65% trong 10 năm và đang trình Quốc hội phương án nâng lên 75% trong 15 năm. Trong khi đó, nhiều nhà đầu tư vẫn mong muốn Qc ≈ 90%, hoặc một cơ chế phí công suất tương tự mô hình BOT.

Thực tế cho thấy, Qc = 65% trong 10 năm chưa đủ thuyết phục các ngân hàng cho vay đối với phần lớn dự án mới, đặc biệt là các nhà đầu tư nước ngoài.

Vấn đề cốt lõi - Cơ chế thu hồi chi phí cố định:

Từ tranh luận tại Diễn đàn và kinh nghiệm quốc tế, có thể rút ra một kết luận then chốt: Bài toán của điện khí LNG không nằm ở Qc cao, hay thấp, mà nằm ở cơ chế thu hồi chi phí cố định.

Nếu chi phí kho LNG, hạ tầng cảng, tua bin khí và chi phí vốn không được thu hồi ổn định, thì dù Qc có cao, dự án vẫn rất rủi ro.

Ngược lại, nếu tồn tại hợp đồng dài hạn, cơ chế phí công suất, thị trường công suất, đấu thầu dài hạn, hoặc cơ chế mua bán điện trực tiếp (DPPA) phát triển, thì Qc thấp vẫn có thể chấp nhận được.

Theo nghĩa đó, câu hỏi: Qc bao nhiêu là đủ? Chỉ là bề nổi. Câu hỏi cốt lõi hơn: Việt Nam có sẵn sàng thiết kế một cơ chế thị trường cho phép điện LNG thu hồi chi phí cố định một cách ổn định hay không?

Từ những phân tích trên, có thể thấy thách thức lớn nhất đối với điện khí LNG hiện nay không nằm ở công nghệ, hay nguồn nhiên liệu, mà nằm ở thiết kế thể chế của thị trường điện. Nếu không sớm hoàn thiện các cơ chế thu hồi chi phí cố định, phân bổ rủi ro và bảo đảm tính dự báo của dòng tiền, thì ngay cả những dự án đã có trong quy hoạch cũng rất khó triển khai trên thực tế.

Theo nghĩa đó, cải cách cơ chế hợp đồng, đấu thầu dài hạn và thị trường công suất không chỉ là yêu cầu riêng của điện LNG, mà là điều kiện nền tảng để bảo đảm năng lực đầu tư của toàn bộ hệ thống điện trong giai đoạn tới.

Kết luận:

Mục tiêu phát triển 22.500 MW điện khí LNG đến năm 2030 chỉ có thể đạt được, nếu giải được bài toán thể chế về thu hồi chi phí và phân bổ rủi ro.

Điện khí LNG không thể phát triển bền vững, nếu chỉ dựa vào thị trường giao ngay và Qc cao. Điều kiện để các nhà máy LNG vận hành hiệu quả trong thị trường điện cạnh tranh không nằm ở một con số Qc cố định, mà nằm ở một khung cơ chế đủ ổn định để giảm rủi ro, giảm chi phí vốn và bảo đảm khả năng thu hồi chi phí cố định.

Theo nghĩa đó, cải cách cơ chế hợp đồng, đấu thầu dài hạn, thị trường công suất và DPPA không chỉ là giải pháp cho điện khí LNG, mà là điều kiện tiên quyết để bảo đảm an ninh năng lượng và hiện thực hóa Quy hoạch điện VIII trong thập kỷ tới./.

TS. NGUYỄN HUY HOẠCH - HỘI ĐỒNG KHOA HỌC TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM.

Tài liệu tham khảo:

1. Bộ Chính trị (2023): Nghị quyết số 70-NQ/TW ngày 25/8/2025 về bảo đảm an ninh năng lượng quốc gia trong giai đoạn mới.

2. Quốc hội (2025): Nghị quyết số 253/2025/QH15 về một số cơ chế, chính sách đặc thù phát triển ngành năng lượng, có hiệu lực từ ngày 01/3/2026.

3. Cục Điện lực - Bộ Công Thương và Hiệp hội Năng lượng Việt Nam (2026): Kỷ yếu Diễn đàn “Hiện thực hóa các mục tiêu tại Nghị quyết 70 về bảo đảm an ninh năng lượng quốc gia”, Hà Nội, ngày 21/01/2026.

4. Institute of Energy Economics, Japan - IEEJ (2023): Power Market Reform and Investment Risk Allocation in Liberalized Electricity Markets.