Nguyên tắc minh bạch giá, phân bổ rủi ro, bảo vệ quyền lợi của các bên khi sửa đổi Luật Điện lực (năm 2026)

Phân bổ rủi ro và yêu cầu hoàn thiện Luật Điện lực đối với nguồn điện sử dụng nhiên liệu LNG Kiến nghị của nhóm các nhà đầu tư Nhật Bản và Hàn Quốc đối với dự thảo Luật sửa đổi, bổ sung một số điều của Luật Điện lực đang đặt ra một vấn đề không chỉ liên quan đến một số dự án điện sử dụng khí thiên nhiên hóa lỏng (LNG) cụ thể. Đó là câu hỏi cốt lõi của việc thiết kế thị trường điện: Rủi ro nào thuộc về nhà đầu tư, rủi ro nào thuộc về hệ thống và trong trường hợp nào chi phí phát sinh được phép chuyển vào giá điện? Đây cũng chính là nội dung đang được Quốc hội tập trung làm rõ.

1. Sửa luật phải đi cùng kỷ luật chi phí:

Ngành điện có đặc thù vốn đầu tư lớn, thời gian thu hồi vốn dài và phụ thuộc vào quy hoạch, điều kiện vận hành hệ thống. Một môi trường pháp lý ổn định, hợp đồng có tính dự báo và cơ chế thu hồi chi phí hợp lý là những điều kiện quan trọng để huy động nguồn lực xã hội. Dự án Luật sửa đổi, bổ sung một số điều của Luật Điện lực được đặt ra trong bối cảnh cần tháo gỡ các điểm nghẽn đầu tư, hoàn thiện cơ chế phát triển nguồn điện, thị trường điện, giá điện và hợp đồng mua bán điện.

Tờ trình của Bộ Công Thương và các nội dung thẩm tra được công bố trong tháng 10/2026 cho thấy yêu cầu vừa nâng cao tính khả thi của chính sách, vừa bảo đảm minh bạch và quyền lợi hợp pháp của các bên [1], [2]. Điểm cần phân biệt là bảo đảm nhà đầu tư có thể thu hồi chi phí hợp lý và đạt lợi nhuận tương xứng với rủi ro không đồng nghĩa với bảo đảm doanh thu bất kể hiệu quả đầu tư.

Trường hợp thứ nhất tạo điều kiện cho đầu tư dài hạn; trường hợp thứ hai có thể làm suy giảm động lực tiết kiệm chi phí và chuyển những quyết định kinh doanh thiếu hiệu quả sang bên mua điện. Công suất được ghi trong Quy hoạch cũng không mặc nhiên là công suất sẵn sàng cung cấp điện. Dự án còn phải hoàn thành xây dựng, đấu nối, đáp ứng yêu cầu kỹ thuật, bảo đảm nhiên liệu và có thể vận hành khi hệ thống cần. Nếu cơ chế thanh toán chỉ dựa trên công suất thiết kế, hoặc cam kết tài chính, hệ thống có thể phải trả tiền cho năng lực chưa tạo ra giá trị tương ứng.

Vì vậy, sửa đổi luật cần giải quyết đồng thời hai yêu cầu: Tạo điều kiện để dự án khả thi được triển khai và duy trì kỷ luật chi phí. Các cơ chế bảo đảm doanh thu, hỗ trợ tài chính, hoặc điều chỉnh giá phải có căn cứ, điều kiện áp dụng và phương pháp kiểm tra rõ ràng. Đây không phải là cách làm khó nhà đầu tư, mà là nền tảng để chính sách ổn định và hạn chế tranh chấp trong suốt vòng đời dự án.

2. Giá công suất - Trả cho khả năng cung cấp điện thực tế:

Với các nhà máy điện có vốn đầu tư lớn, đặc biệt là nguồn điện sử dụng khí thiên nhiên hóa lỏng (LNG), doanh thu từ sản lượng điện phát lên lưới có thể chưa đủ tạo dòng tiền ổn định để đáp ứng nghĩa vụ trả nợ và chi phí vốn. Cơ chế giá công suất, hoặc giá điện hai thành phần vì vậy có thể giúp ghi nhận giá trị của việc duy trì năng lực cung cấp điện (kể cả khi nhà máy không vận hành liên tục). Tuy nhiên, cơ chế này chỉ hợp lý, nếu khoản thanh toán gắn với khả năng cung cấp điện có thể kiểm chứng. Công suất lắp đặt, công suất khả dụng và công suất có thể huy động tại thời điểm hệ thống cần là ba khái niệm khác nhau. Khả năng huy động còn phụ thuộc vào tình trạng thiết bị, nhiên liệu, đấu nối, giới hạn truyền tải và yêu cầu điều độ. Nếu chỉ căn cứ vào công suất danh định, bên mua điện có thể phải trả tiền cho phần công suất chưa sẵn sàng, hoặc không thể huy động. Khi đó, chi phí tăng, nhưng độ tin cậy cung ứng điện không được cải thiện tương ứng. Cơ chế thanh toán công suất cần đáp ứng ba yêu cầu chính:

Thứ nhất: Điều kiện thanh toán phải gắn với mức độ sẵn sàng của nhà máy. Chủ đầu tư có trách nhiệm duy trì thiết bị, thực hiện bảo dưỡng và đáp ứng các tiêu chuẩn kỹ thuật đã cam kết. Khoảng thời gian không sẵn sàng do lỗi thuộc trách nhiệm của nhà máy cần được phản ánh trong khoản thanh toán, hoặc cơ chế giảm trừ. Ví dụ, nếu trong một năm, hai lần điều độ ra lệnh phát điện sau một thời gian nhất định mà chủ đầu tư nguồn không phát được điện, thì toàn bộ phí công suất của năm sẽ không được thanh toán.

Thứ hai: Điều kiện thanh toán phải phân biệt rõ trách nhiệm của nhà máy với những hạn chế nằm ngoài khả năng kiểm soát của chủ đầu tư. Nguyên tắc phân loại và xử lý từng nhóm rủi ro được trình bày tại mục 5.

Thứ ba: Cần tránh thanh toán trùng lặp. Giá công suất, giá điện năng và các khoản thanh toán khác phải được phân định rõ để một khoản chi phí không được thu hồi nhiều lần. Những dịch vụ như dự phòng, hay điều chỉnh công suất có thể mang lại giá trị (ngay cả khi số giờ phát điện thấp), nhưng giá trị đó phải được xác định bằng tiêu chí kỹ thuật và phương pháp tính toán minh bạch.

Như vậy, vấn đề không phải là loại bỏ cơ chế giá công suất vì lo ngại chi phí, mà là thiết kế cơ chế đủ chặt chẽ để trả đúng cho năng lực sẵn sàng có ích đối với hệ thống. Khoản thanh toán phải đi cùng trách nhiệm duy trì công suất và chế tài khi không đáp ứng cam kết.

3. Điện LNG và Qc - Bảo đảm dòng tiền, nhưng không tạo nghĩa vụ thanh toán vô hạn:

Điện LNG được kỳ vọng góp phần bảo đảm cung ứng và hỗ trợ chuyển dịch năng lượng. Tuy nhiên, loại hình này có vốn đầu tư lớn, phụ thuộc vào nhiên liệu nhập khẩu và chịu ảnh hưởng của giá LNG, tỷ giá, vận chuyển cùng các cam kết dài hạn trong chuỗi cung ứng. Vì vậy, khả năng thu xếp vốn phụ thuộc đáng kể vào tính ổn định của hợp đồng mua bán điện.

Một nội dung được quan tâm là cơ chế sản lượng điện hợp đồng tối thiểu dài hạn (thường gọi là Qc). Theo thông tin Bộ Công Thương công bố ngày 5/5/2026 về tháo gỡ vướng mắc trong triển khai các dự án điện khí LNG, cơ quan soạn thảo 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. Đây là đề xuất chính sách tại thời điểm công bố, không nên mặc nhiên coi là quy định đã có hiệu lực [3]. Lý do ủng hộ mức Qc cao hơn là nhà máy phải đáp ứng các khoản chi phí vốn và nghĩa vụ tài chính dài hạn, trong khi sản lượng huy động biến động theo nhu cầu hệ thống và giá nhiên liệu.

Nếu doanh thu khó dự báo, nhà đầu tư có thể khó thu xếp vốn, hoặc phải tính thêm phần bù rủi ro vào giá dự thầu. Nhưng Qc càng cao cũng có thể đồng nghĩa với nghĩa vụ thanh toán càng lớn trong những thời điểm hệ thống không cần huy động đủ sản lượng đã cam kết. Bên mua điện có thể phải thanh toán theo hợp đồng (dù nhà máy không phát điện), trong khi LNG vẫn là nguồn có chi phí nhiên liệu đáng kể. Nếu không có điều kiện kiểm soát, rủi ro tài chính của dự án có thể chuyển sang hệ thống và người sử dụng điện.

Do đó, Qc không nên được xác định theo hướng càng cao càng tốt, hoặc càng thấp càng an toàn. Mức phù hợp phải cân bằng khả năng thu xếp vốn của dự án, nhu cầu huy động điện và chi phí mà nền kinh tế có thể chấp nhận. Có ba nhóm yếu tố cần được xem xét đồng thời:

Thứ nhất: Nhu cầu huy động của hệ thống: Việc xác định Qc phải dựa trên dự báo phụ tải, cơ cấu nguồn điện, khả năng truyền tải và yêu cầu vận hành trong nhiều kịch bản. Không nên chỉ sử dụng kịch bản tăng trưởng cao nhất để xác lập nghĩa vụ thanh toán dài hạn, bởi sai lệch dự báo có thể khiến hệ thống phải trả tiền cho sản lượng không cần thiết.

Thứ hai: Hợp đồng nhiên liệu: Nếu nhà máy phải cam kết mua LNG dài hạn theo điều khoản bao tiêu, nhưng hợp đồng điện không có cơ chế tương thích khi sản lượng huy động thấp, dự án có thể chịu rủi ro tài chính lớn. Tuy nhiên, không thể vì vậy mà chuyển toàn bộ nghĩa vụ bao tiêu sang người sử dụng điện. Cần xem xét điều khoản mua nhiên liệu, khả năng điều chỉnh sản lượng, chuyển hướng, hoặc tái bán LNG, cũng như trách nhiệm của các bên khi dự báo không chính xác.

Thứ ba: Giá nhiên liệu và tỷ giá: Hợp đồng cần quy định rõ công thức điều chỉnh, nguồn dữ liệu tham chiếu, chu kỳ cập nhật và cách xử lý biến động bất thường. Nếu mọi biến động đều được chuyển thẳng vào giá điện mà không có đối soát và giới hạn hợp lý, người sử dụng điện sẽ phải gánh những rủi ro mà họ không có khả năng kiểm soát.

Qc cần được xem xét đồng bộ với giá công suất, giá điện năng, hợp đồng nhiên liệu và các khoản thanh toán khi không huy động. Việc phân loại nguyên nhân và xác định trách nhiệm cần theo nguyên tắc nêu tại mục 5; đồng thời phải đánh giá tổng thể để tránh một dự án được bảo đảm doanh thu qua nhiều cơ chế, nhưng không làm rõ nguy cơ tính trùng chi phí.

Các điều kiện hỗ trợ cũng nên có thời hạn và cơ chế rà soát khi điều kiện hệ thống thay đổi. Nhà đầu tư cần một khuôn khổ hợp đồng đủ rõ để định lượng rủi ro, thu xếp vốn và đánh giá hiệu quả. Bên mua điện cũng cần xác định được khoản thanh toán nào là hợp lý, gắn với nghĩa vụ nào và có thể kiểm chứng ra sao. Đây mới là cơ sở để cơ chế Qc vừa hỗ trợ đầu tư, vừa hạn chế gánh nặng tài chính kéo dài.

4. Giá trúng thầu và hợp đồng mua bán điện phải minh bạch từ đầu:

Cơ chế lựa chọn nhà đầu tư và giá trúng thầu có thể tăng tính cạnh tranh, hạn chế việc đàm phán lại những điều kiện đã được xác lập. Tuy nhiên, giá trúng thầu chỉ phản ánh đúng hiệu quả kinh tế khi hồ sơ mời thầu quy định đủ rõ phạm vi dự án, yêu cầu kỹ thuật, tiến độ, điều kiện đấu nối, nhiên liệu và cơ chế xử lý biến động.

Nếu những yếu tố quan trọng bị bỏ ngỏ, giá ban đầu thấp chưa chắc dẫn đến chi phí cuối cùng thấp. Nhà đầu tư có thể đưa ra giả định thiếu thực tế để giành dự án rồi đề nghị điều chỉnh khi công trình đã được lựa chọn. Ngược lại, nếu hợp đồng không cho phép xử lý những thay đổi khách quan đã được xác định trước, dự án cũng có thể gặp khó khăn về tài chính, hoặc chậm tiến độ.

Vì vậy, cần phân biệt giữa đàm phán lại nhằm thay đổi lợi ích sau khi trúng thầu và điều chỉnh hợp đồng theo những điều kiện đã được quy định từ đầu. Mọi điều chỉnh quan trọng phải có căn cứ, phạm vi rõ ràng, phương pháp tính toán minh bạch và cơ chế thẩm định phù hợp.

Hợp đồng mua bán điện cần quy định cụ thể phương pháp hình thành giá, điều chỉnh theo nhiên liệu và tỷ giá, điều kiện vận hành thương mại, nghĩa vụ tiến độ, trách nhiệm khi chậm tiến độ, điều kiện thanh toán và giải quyết tranh chấp. Các khoản chi phí được đưa vào giá điện phải có dữ liệu tham chiếu và cách kiểm tra rõ ràng.

Đánh giá hồ sơ dự thầu cũng không nên chỉ dựa vào giá danh nghĩa. Cần xem xét tính khả thi của phương án vốn, năng lực thực hiện, điều kiện cung ứng nhiên liệu, chi phí vận hành, bảo dưỡng, yêu cầu môi trường và khả năng đáp ứng hệ thống điện. Một dự án có giá ban đầu hấp dẫn, nhưng tiến độ thiếu thực tế, hoặc phụ thuộc vào giả định nhiên liệu không chắc chắn có thể tạo ra chi phí lớn hơn về sau.

Kỷ luật hợp đồng phải áp dụng với cả hai phía. Nhà đầu tư cần được bảo vệ trước những thay đổi tùy tiện, nhưng phải chịu trách nhiệm về tiến độ, chất lượng và hiệu quả vận hành. Bên mua điện cũng phải thực hiện đúng nghĩa vụ thanh toán. Sự cân bằng này giúp hạn chế tranh chấp và tạo môi trường đầu tư có tính dự báo.

5. Phân bổ rủi ro theo khả năng kiểm soát:

Rủi ro trong dự án điện không thể bị loại bỏ hoàn toàn. Vấn đề là xác định bên nào có khả năng kiểm soát, phòng ngừa, hoặc giảm thiểu từng loại rủi ro tốt nhất. Nếu rủi ro được chuyển cho một bên không có công cụ quản lý, chi phí không mất đi, mà chỉ đổi chủ thể gánh chịu; cuối cùng, một phần có thể phản ánh trong giá điện, hoặc nghĩa vụ tài chính của hệ thống.

Đối với rủi ro xây dựng và vận hành: Nhà đầu tư, nhà thầu trực tiếp quản lý thiết kế, mua sắm thiết bị, tiến độ, chất lượng và bảo dưỡng. Chi phí phát sinh do quản trị dự án yếu, lựa chọn thiết bị không phù hợp, hoặc chậm tiến độ thuộc trách nhiệm của họ không nên tự động chuyển sang bên mua điện. Những trường hợp bất khả kháng, hoặc thay đổi yêu cầu từ cơ quan có thẩm quyền cần được xem xét theo bằng chứng và điều khoản hợp đồng.

Đối với rủi ro nhiên liệu: Doanh nghiệp có thể chủ động một phần thông qua lựa chọn nhà cung cấp và đàm phán hợp đồng. Nhưng biến động giá quốc tế, hay gián đoạn chuỗi cung ứng có thể vượt quá khả năng kiểm soát của doanh nghiệp. Chính sách cần xác định phần rủi ro doanh nghiệp phải tự quản lý, phần có thể chia sẻ theo công thức thỏa thuận và những trường hợp đặc biệt được xem xét xử lý.

Rủi ro huy động phải được phân loại theo nguyên nhân: Nếu nhà máy không được huy động vì giá chào không cạnh tranh, hoặc không đáp ứng tiêu chuẩn kỹ thuật, chuyển toàn bộ chi phí sang người mua điện sẽ làm suy yếu động lực thị trường. Nếu nguyên nhân là yêu cầu an toàn hệ thống, hoặc giới hạn lưới điện ngoài trách nhiệm của nhà máy, cần có cơ chế xác định trách nhiệm và xử lý chi phí phù hợp.

Với rủi ro chính sách: Nhà đầu tư cần được bảo vệ trước những thay đổi tùy tiện, hoặc hồi tố làm ảnh hưởng đến quyền lợi hợp pháp. Tuy nhiên, không phải mọi thay đổi đều là căn cứ bù đắp toàn bộ lợi nhuận dự kiến. Hợp đồng phải xác định rõ trường hợp nào làm phát sinh quyền điều chỉnh, phạm vi tác động và phương pháp chứng minh chi phí.

Rủi ro nhu cầu cũng cần được đánh giá thận trọng: Nếu dự án được lựa chọn trên cơ sở dự báo phụ tải quá lạc quan, nhưng hợp đồng bảo đảm thanh toán dài hạn, hệ thống có thể phải trả tiền cho công suất không cần thiết. Thẩm định cần xem xét nhiều kịch bản phụ tải, tiến độ các nguồn điện khác và khả năng truyền tải, thay vì mặc nhiên chuyển mọi hậu quả của sai lệch dự báo sang người sử dụng điện.

Phân bổ rủi ro hợp lý không có nghĩa nhà đầu tư phải tự chịu mọi biến động. Với các dự án hạ tầng thiết yếu, một số rủi ro hệ thống, hoặc chính sách có thể cần được chia sẻ để dự án khả thi. Nhưng phần chia sẻ phải được xác định từ trước, có giới hạn và có căn cứ, thay vì chỉ thương lượng khi dự án gặp khó khăn. Cũng không nên áp dụng một khuôn mẫu duy nhất cho mọi nguồn điện. Điện LNG có rủi ro nhiên liệu và tỷ giá; điện gió ngoài khơi có rủi ro khảo sát, xây dựng, thời tiết và đấu nối; các nguồn tái tạo biến đổi có đặc điểm sản lượng khác với nguồn điện điều độ được.

Do đó, Luật nên quy định nguyên tắc chung, còn hợp đồng và văn bản hướng dẫn cụ thể hóa theo từng loại hình.

6. Bảo vệ người sử dụng điện bằng minh bạch chi phí:

Bảo vệ người sử dụng điện không có nghĩa là phủ nhận nhu cầu đầu tư, hoặc giữ giá điện thấp bằng mọi giá. Hệ thống điện cần vốn để mở rộng nguồn, lưới, thay thế thiết bị, tích hợp năng lượng tái tạo và nâng cao độ tin cậy cung cấp điện. Nhưng nếu mọi khoản chi đều được chấp nhận mà thiếu kiểm tra, người sử dụng điện có thể phải trả cho những chi phí không cần thiết, hoặc không tương xứng với giá trị nhận được. Cần tăng cường minh bạch phương pháp tính giá, căn cứ hình thành các thành phần chi phí, nguyên tắc điều chỉnh và cơ chế kiểm tra. Thông tin thuộc bí mật kinh doanh hợp pháp có thể được bảo vệ, nhưng không nên vì lý do đó mà thiếu minh bạch đối với các khoản chi phí được đưa vào giá điện theo cơ chế quản lý nhà nước.

Đối với giá công suất, Qc và khoản thanh toán khi không huy động, việc kiểm tra cần tập trung vào ba vấn đề: Khoản thanh toán có đáp ứng điều kiện hợp đồng hay không; chi phí có bị tính trùng trong nhiều thành phần hay không; và mức thanh toán có tương xứng với giá trị hệ thống nhận được hay không. Kiểm toán và đối soát cần đủ sức phát hiện bất hợp lý, nhưng không tạo thêm thủ tục không cần thiết.

Đặc biệt, cần đánh giá tác động cộng dồn của các cơ chế hỗ trợ. Một dự án có thể đồng thời được hưởng ưu đãi đầu tư, bảo đảm sản lượng, thanh toán công suất và điều chỉnh giá theo nhiên liệu, hoặc tỷ giá. Từng cơ chế có thể có lý do riêng, nhưng khi kết hợp cần đánh giá tổng thể để tránh bảo đảm quá mức cho dự án trong khi chi phí được phân bổ cho toàn hệ thống.

Đối với nhóm khách hàng dễ bị tổn thương, chính sách hỗ trợ nên có mục tiêu, minh bạch và phù hợp khả năng ngân sách. Những thay đổi liên quan đến cơ cấu giá và bù chéo cũng cần có lộ trình, đánh giá tác động và biện pháp hỗ trợ phù hợp, tránh tạo cú sốc chi phí cho hộ gia đình, cũng như doanh nghiệp. Minh bạch chi phí không đối lập với bảo vệ người tiêu dùng. Khi người sử dụng điện hiểu giá điện hình thành từ đâu và các khoản thanh toán dựa trên căn cứ nào, khả năng giám sát được nâng cao. Điều cần bảo đảm là chi phí được thu phải hợp lý, có thể kiểm chứng và gắn với chất lượng dịch vụ điện.

7. Bảo đảm quy định có thể thực thi:

Hiệu quả của Luật Điện lực sau sửa đổi phụ thuộc không chỉ vào nội dung luật, mà còn vào các nghị định, thông tư hướng dẫn và nội dung chính của hợp đồng mẫu. Những nguyên tắc như minh bạch giá, phân bổ rủi ro hợp lý, bảo vệ quyền lợi hợp pháp của các bên và không chuyển chi phí thiếu căn cứ sang người sử dụng điện cần được thể hiện rõ. Các thông số kỹ thuật và công thức tính toán có thể được quy định ở văn bản hướng dẫn để thuận lợi cập nhật. Cần chuẩn hóa điều khoản hợp đồng mua bán điện theo đặc điểm từng loại hình nguồn. Hợp đồng phải làm rõ điều kiện vận hành, đo đếm, mức độ sẵn sàng, trách nhiệm cung cấp nhiên liệu, xử lý sản lượng không huy động, điều chỉnh giá và giải quyết tranh chấp. Những điều khoản ảnh hưởng lớn đến chi phí hệ thống cần được đánh giá tác động trước khi áp dụng rộng rãi.

Ngoài ra, cần theo dõi định kỳ kết quả thực thi thông qua các chỉ tiêu về tiến độ dự án, công suất thực sự sẵn sàng, sản lượng huy động và chi phí thanh toán (ngoài sản lượng điện). Nếu dữ liệu cho thấy một cơ chế tạo ra nghĩa vụ thanh toán cao hơn dự kiến mà không cải thiện tương xứng độ tin cậy cung ứng, cơ quan quản lý cần có căn cứ xem xét điều chỉnh.

Sự nhất quán giữa quy hoạch, lựa chọn nhà đầu tư, hợp đồng, điều độ và giá điện cũng rất quan trọng. Một dự án có thể khả thi về đầu tư, nhưng không hiệu quả khi vận hành, nếu các khâu được thiết kế rời rạc. Cơ chế phối hợp giữa cơ quan quản lý, bên mua điện, đơn vị vận hành hệ thống và các chủ thể thị trường cần làm rõ trách nhiệm, hạn chế khoảng trống quản lý và chi phí phát sinh. Các cơ chế hỗ trợ dài hạn nên có điều kiện rà soát. Hỗ trợ có thể cần thiết trong giai đoạn đầu để khơi thông đầu tư, nhưng không nên trở thành nghĩa vụ cố định khi nhu cầu, công nghệ và điều kiện thị trường đã thay đổi.

Kết luận:

Sửa đổi Luật Điện lực là cơ hội để tháo gỡ điểm nghẽn đầu tư, nâng cao khả năng phát triển nguồn và lưới điện; đồng thời củng cố an ninh năng lượng quốc gia. Nhưng thu hút đầu tư phải đi cùng yêu cầu công trình được triển khai đúng tiến độ, vận hành hiệu quả và tạo ra giá trị tương xứng với chi phí hệ thống phải thanh toán.

Với giá công suất, cần trả tiền cho khả năng cung cấp điện có thể kiểm chứng, không chỉ dựa vào công suất lắp đặt. Với điện LNG, Qc phải được xác định trên cơ sở nhu cầu huy động, điều kiện nhiên liệu, hiệu quả tài chính và khả năng chịu đựng chi phí của hệ thống. Với hợp đồng mua bán điện, giá trúng thầu phải đi cùng kỷ luật thực hiện và cơ chế điều chỉnh minh bạch. Trong mọi trường hợp, rủi ro cần được phân bổ cho bên có khả năng kiểm soát và giảm thiểu tốt nhất. Nhà đầu tư cần được bảo vệ trước những thay đổi tùy tiện và có quyền thu hồi chi phí hợp lý cùng lợi nhuận tương xứng với rủi ro đã nhận.

Nhưng điều đó không đồng nghĩa mọi chi phí, dự báo, hay quyết định kinh doanh đều được chuyển sang bên mua điện và người sử dụng điện. Một cơ chế điện lực bền vững phải bảo đảm nhà đầu tư có động lực triển khai dự án, hệ thống điện vận hành an toàn và người sử dụng điện chỉ thanh toán những chi phí hợp lý, minh bạch, tương xứng với giá trị nhận được. Đó là nền tảng để sửa đổi Luật Điện lực vừa tháo gỡ khó khăn đầu tư, vừa duy trì kỷ luật chi phí và củng cố niềm tin vào chính sách năng lượng quốc gia./.

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

Tài liệu tham khảo:

[1] Bộ Công Thương: “Bộ trưởng Bộ Công Thương Lê Mạnh Hùng trình bày tờ trình dự án Luật sửa đổi, bổ sung một số điều của Luật Điện lực”, Cổng thông tin điện tử Bộ Công Thương, ngày 20/10/2026. https://moit.gov.vn/tin-tuc/bo-truong-bo-cong-thuong-le-manh-hung-trinh-bay-to-trinh-du-an-luat-sua-doi-bo-sung-mot-so-dieu-cua-luat-dien-luc.html

[2] Ban Biên tập Tạp chí Năng lượng Việt Nam: “Tờ trình và Báo cáo thẩm tra nội dung sửa đổi, bổ sung một số điều của Luật Điện lực (năm 2026)”, Tạp chí Năng lượng Việt Nam, ngày 21/10/2026. https://nangluongvietnam.vn/to-trinh-va-bao-cao-tham-tra-noi-dung-sua-doi-bo- sung-mot-so-dieu-cua-luat-dien-luc-nam-2026-36795.html

[3] Bộ Công Thương: “Tháo gỡ các vướng mắc phát sinh trong thực tiễn triển khai các dự án điện khí LNG”, Cổng thông tin điện tử Bộ Công Thương, ngày 05/05/2026. https://moit.gov.vn/tin-tuc/bo-cong-thuong-sua-nghi-dinh-56-hoan-thien-co-che-du-an-dien-khi-lng.html