Phân bổ rủi ro và yêu cầu hoàn thiện Luật Điện lực đối với nguồn điện sử dụng nhiên liệu LNG

Chuỗi dự án khí - điện Lô B - Ô Môn: Tiến độ của một mắt xích không thể tách khỏi toàn Chuỗi Dòng khí đầu tiên (First Gas) từ Lô B không muộn hơn quý 3/2027 đang trở thành một mốc thời gian có ý nghĩa quyết định đối với toàn bộ Chuỗi khí - điện Lô B - Ô Môn. Nhưng dòng khí về bờ mới chỉ là điều kiện cần, chưa phải điều kiện đủ để tạo ra điện. Từ khai thác khí, thu gom và vận chuyển qua đường ống, đến khả năng tiếp nhận nhiên liệu của các nhà máy điện Ô Môn 1, 2, 3 và 4 - mỗi mắt xích đều phải hoàn thành đúng thời điểm và “khớp” với các mắt xích còn lại. Trường hợp Ô Môn 2 cho thấy, bên cạnh tiến độ xây dựng và nguồn nhiên liệu, các điều kiện thương mại, hợp đồng và khả năng thu xếp vốn cũng có thể quyết định thời điểm một MW trong quy hoạch thực sự trở thành công suất có thể huy động. Đây là vấn đề cần được nhìn nhận trong quá trình tổ chức thực hiện Quy hoạch điện VIII điều chỉnh.

Từ một kiến nghị cụ thể của nhà đầu tư, đến câu chuyện lớn hơn của Luật Điện lực:

Ngày 23/9/2026, nhóm nhà đầu tư và các công ty dự án có sự tham gia của Marubeni, Tokyo Gas và Kyuden International đã có văn bản gửi Ủy ban Thường vụ Quốc hội, Ủy ban Khoa học, Công nghệ và Môi trường của Quốc hội cùng một số cơ quan liên quan, góp ý đối với dự thảo Luật sửa đổi, bổ sung một số điều của Luật Điện lực. Các dự án được nêu trong văn bản gồm Nhà máy điện Ô Môn 2, công suất 1.050 MW sử dụng khí thiên nhiên từ Lô B; Nhà máy điện LNG Quảng Ninh, Nhà máy điện LNG Thái Bình và Nhà máy điện LNG Hải Lăng (mỗi dự án 1.500 MW); cùng cụm Long An 1 và 2 với tổng công suất 3.000 MW.

Tổng công suất của các dự án được nhóm nhà đầu tư đề cập khoảng 8.500 MW, với tổng mức đầu tư khoảng 10 tỷ USD. Điều đáng chú ý không nằm ở quy mô các con số trên, mà ở chỗ văn bản đã chỉ ra khá rõ một mâu thuẫn đang tồn tại trong thiết kế cơ chế đối với điện khí: Nhà máy được xây dựng để bảo đảm công suất và an ninh cung cấp điện, nhưng doanh thu của nhà máy lại phụ thuộc đáng kể vào số giờ được huy động; trong khi quyết định huy động không hoàn toàn nằm trong khả năng kiểm soát của nhà đầu tư.

Đối với một nhà máy điện khí chu trình hỗn hợp, chi phí đầu tư ban đầu rất lớn, thời gian thu hồi vốn dài, trong khi nhiên liệu khí có giá tương đối cao so với nhiều nguồn điện khác. Nếu nhà máy được huy động ít, chi phí cố định phân bổ trên mỗi kWh điện sẽ tăng lên. Ngược lại, nếu thiết kế hợp đồng buộc bên mua phải thanh toán sản lượng quá cao trong khi hệ thống không có nhu cầu sử dụng, chi phí lại có thể chuyển sang toàn hệ thống.

Vì vậy, vấn đề thực chất không phải là có nên “ưu đãi” điện LNG, hay không, mà là thiết kế một cơ chế để phân bổ đúng rủi ro giữa nhà đầu tư, bên mua điện, bên cung cấp nhiên liệu và hệ thống điện. Đây cũng là vấn đề đang được Quốc hội đặt ra khi thảo luận dự án Luật sửa đổi, bổ sung một số điều của Luật Điện lực.

Tại Hội nghị đại biểu Quốc hội hoạt động chuyên trách ngày 28/9/2026, nhiều ý kiến đề nghị phải làm rõ chi phí nào được coi là hợp lý, rủi ro nào nhà đầu tư phải chịu và trong trường hợp nào chi phí có thể được tính vào giá điện. Phó Chủ tịch Quốc hội Nguyễn Hồng Diên cũng lưu ý việc hoàn thiện cơ chế giá phải đi cùng kiểm soát chi phí và phân bổ rủi ro hợp lý, tránh chuyển những rủi ro kinh doanh không phù hợp sang nhà nước, hoặc người sử dụng điện.

Như vậy, kiến nghị của Marubeni và các đối tác có thể được nhìn nhận như một “phép thử” đối với cách tiếp cận của dự thảo Luật: Luật sẽ chỉ tạo ra nguyên tắc chung, hay sẽ đi sâu bảo đảm dòng tiền cho từng loại dự án?

Giá công suất - Một bước tiến về tư duy, nhưng chưa phải lời giải hoàn chỉnh:

Một trong những nội dung đáng chú ý trong kiến nghị của nhóm nhà đầu tư là đề nghị áp dụng “giá công suất” đối với cả các nhà máy điện khí sử dụng khí thiên nhiên trong nước và LNG nhập khẩu. Về bản chất, giá công suất khác với giá điện theo sản lượng. Giá sản lượng trả cho lượng điện thực tế phát lên hệ thống, còn giá công suất nhằm thanh toán cho khả năng sẵn sàng cung cấp điện của nhà máy khi hệ thống cần. Cách tiếp cận này phù hợp với đặc điểm của những nguồn điện có vai trò bảo đảm công suất và an ninh cung cấp điện, nhưng số giờ vận hành thực tế có thể thay đổi theo điều kiện hệ thống.

Dự thảo Luật đã có bước tiến khi bổ sung khái niệm “giá công suất” (được hiểu là khoản thanh toán cho khả năng sẵn sàng phát điện, góp phần bảo đảm an ninh cung cấp điện, ổn định hệ thống và thu hồi chi phí đầu tư cố định). Đây là một thay đổi quan trọng về tư duy. Nếu điện năng được coi là một sản phẩm duy nhất, thì rất khó giải thích tại sao một nhà máy được đầu tư chủ yếu để bảo đảm công suất dự phòng lại phải thu hồi toàn bộ chi phí đầu tư chỉ bằng số kWh thực tế được huy động. Tuy nhiên, việc đưa giá công suất vào Luật không đồng nghĩa với việc mọi chi phí cố định của nhà máy đương nhiên được thu hồi đầy đủ thông qua khoản thanh toán này.

Đây chính là ranh giới cần được làm rõ.

Một nhà máy có thể được thanh toán cho khả năng sẵn sàng cung cấp điện, nhưng muốn nhận đầy đủ khoản thanh toán đó thì phải đáp ứng các yêu cầu về độ tin cậy, khả năng khởi động, khả năng vận hành, hiệu suất, bảo dưỡng và các tiêu chuẩn kỹ thuật khác. Nếu nhà máy không đáp ứng được yêu cầu sẵn sàng cung cấp điện do nguyên nhân thuộc trách nhiệm của mình, việc thanh toán công suất phải được điều chỉnh tương ứng. Ngược lại, nếu nhà máy đáp ứng đầy đủ yêu cầu, nhưng không được huy động vì hệ thống không cần điện, hoặc vì các nguyên nhân thuộc phía hệ thống, thì đây là một loại rủi ro khác. Không nên đánh đồng hai trường hợp này.

Nói cách khác, giá công suất nên trả cho giá trị mà nhà máy cung cấp cho hệ thống, chứ không phải là một hình thức bảo lãnh lợi nhuận cho dự án. Đây cũng là điểm tương đồng khá rõ giữa kiến nghị của nhà đầu tư và ý kiến của Quốc hội. Nhà đầu tư muốn có cơ chế thu hồi chi phí cố định đủ chắc chắn để có thể thu xếp vốn dài hạn. Trong khi đó, Quốc hội đặt câu hỏi về giới hạn của việc thu hồi chi phí và nguy cơ chuyển các rủi ro đầu tư sang người sử dụng điện. Hai quan điểm này không nhất thiết đối lập nhau. Vấn đề là phải thiết kế được ranh giới giữa bảo đảm khả năng thu hồi các chi phí hợp lý của một dịch vụ điện cần thiết cho hệ thống và bảo đảm kết quả tài chính của một dự án kinh doanh.

Qc 65% - Bước tháo gỡ quan trọng, nhưng chưa giải quyết toàn bộ bài toán:

Một điểm khác trong kiến nghị của nhà đầu tư liên quan đến “sản lượng điện hợp đồng tối thiểu dài hạn”, thường được gọi là Qc. Theo Điều 15 Nghị định 56/2025/NĐ-CP, đối với dự án điện khí sử dụng LNG nhập khẩu, sản lượng điện hợp đồng tối thiểu dài hạn không thấp hơn 65% sản lượng điện bình quân nhiều năm trong thời gian trả nợ gốc và lãi vay, nhưng tối đa không quá 10 năm (kể từ ngày vận hành thương mại). Sau thời hạn này, sản lượng điện hợp đồng cho các năm còn lại do các bên thỏa thuận. Đây là một cơ chế quan trọng, bởi các dự án điện LNG có đặc điểm khác với nhiều nguồn điện khác. Nhà máy phải ký các hợp đồng mua LNG dài hạn, chịu các nghĩa vụ về khối lượng và chi phí liên quan đến việc tiếp nhận LNG, trong khi khả năng huy động điện lại phụ thuộc vào giá điện trên thị trường và nhu cầu của hệ thống.

Bộ Công Thương cũng đã thừa nhận trong quá trình sửa đổi Nghị định 56 rằng: Nhiều chủ đầu tư phản ánh khó khăn trong thu xếp vốn do thiếu cơ chế bảo đảm dòng tiền ổn định. Tuy nhiên, Bộ đồng thời lưu ý rằng: Nếu nâng Qc quá cao sẽ xuất hiện nguy cơ “dư hợp đồng” - tức sản lượng điện hợp đồng cao hơn nhu cầu huy động thực tế, khiến bên mua phải thanh toán ngay cả khi nhà máy không phát điện và qua đó làm tăng chi phí của toàn hệ thống.

Đây chính là bài toán cân bằng.

Nếu Qc quá thấp, nhà đầu tư có thể không đủ dòng tiền để thu hồi chi phí cố định và trả nợ. Nhưng nếu Qc quá cao, bên mua điện có thể phải gánh nghĩa vụ thanh toán lớn ngay cả khi hệ thống không cần huy động nhà máy. Bởi vậy, tranh luận về việc 65%, 75%, hay một tỷ lệ nào khác không nên chỉ dừng ở câu hỏi “tỷ lệ nào tốt hơn cho nhà đầu tư”. Vấn đề đặt ra lúc này là: Tỷ lệ đó được xác định dựa trên đặc điểm nào của hệ thống điện, nghĩa vụ nhiên liệu nào của dự án và khả năng thanh toán nào của thị trường? Nếu chỉ nâng Qc mà không đồng thời xử lý cơ chế giá công suất, cơ chế huy động và nghĩa vụ nhiên liệu, thì việc nâng tỷ lệ Qc có thể chỉ chuyển rủi ro từ một khâu sang một khâu khác.

Nút thắt sâu hơn nằm ở chi phí nhiên liệu:

Đây có lẽ là nội dung đáng chú ý nhất trong kiến nghị của nhóm nhà đầu tư.

Với dự án sử dụng khí trong nước, nhà máy có thể phải thực hiện nghĩa vụ nhận, hoặc thanh toán tiền khí theo hợp đồng cung cấp nhiên liệu (ngay cả trong trường hợp nhà máy không được huy động vì lý do thuộc hệ thống điện).

Với nguồn điện sử dụng LNG nhập khẩu, ngoài giá LNG còn có thể phát sinh những chi phí liên quan đến việc tiếp nhận, lưu giữ và sử dụng LNG. Khi nhà máy không được huy động, một số nghĩa vụ theo hợp đồng nhiên liệu vẫn có thể tồn tại. Vì vậy, nếu cơ chế điện chỉ quan tâm đến sản lượng điện mà không tính đầy đủ đặc điểm của chuỗi nhiên liệu, rủi ro tài chính của dự án có thể vẫn rất lớn. Đề nghị của nhà đầu tư là cho phép tính vào chi phí điện các chi phí nhiên liệu phát sinh theo hợp đồng trong trường hợp nhà máy không được huy động vì nguyên nhân không thuộc trách nhiệm của bên bán điện.

Về nguyên tắc, đề xuất này có cơ sở để được xem xét. Nhưng cách thể chế hóa mới là vấn đề quan trọng. Nếu quy định theo hướng, mọi chi phí phát sinh từ hợp đồng nhiên liệu đều được chuyển vào giá điện, thì rủi ro của nhà đầu tư có thể được chuyển quá rộng sang bên mua và cuối cùng là người sử dụng điện. Ngược lại, nếu không thừa nhận bất kỳ chi phí nhiên liệu nào phát sinh trong trường hợp nhà máy không được huy động, nhà đầu tư lại có thể phải gánh một rủi ro mà họ không kiểm soát được. Do đó, cần phân biệt rất rõ ba trường hợp:

Thứ nhất: Chi phí phát sinh do lỗi, hoặc quyết định thương mại của nhà đầu tư. Đây phải là rủi ro của nhà đầu tư.

Thứ hai: Chi phí phát sinh từ nghĩa vụ nhiên liệu mà nhà đầu tư buộc phải thực hiện để bảo đảm khả năng sẵn sàng cung cấp điện, trong khi nhà máy không được huy động vì nguyên nhân thuộc hệ thống. Trường hợp này cần có cơ chế xử lý riêng.

Thứ ba: Chi phí phát sinh do chính cấu trúc hợp đồng nhiên liệu được đàm phán vượt quá yêu cầu hợp lý của hệ thống. Khi đó không thể mặc nhiên coi toàn bộ chi phí là chi phí hợp lý để đưa vào giá điện.

Đây là nơi Luật Điện lực cần đặt ra nguyên tắc phân bổ rủi ro, còn phương pháp tính toán và giới hạn chi phí nên được quy định ở các văn bản dưới luật.

Không nên biến giá công suất thành bảo lãnh doanh thu:

Một trong những điểm cần thận trọng nhất khi sửa Luật là cụm từ “bảo đảm thu hồi đầy đủ” các chi phí đầu tư, tài chính, vận hành, nhiên liệu và lợi nhuận hợp lý trong giá hợp đồng mua bán điện.

Về mặt kinh tế, một dự án điện muốn thu hút vốn dài hạn tất nhiên phải có khả năng thu hồi các chi phí hợp lý. Nếu không có triển vọng thu hồi vốn thì rất khó huy động nguồn vốn tư nhân cho những dự án có quy mô hàng tỷ USD và thời gian thu hồi vốn hàng chục năm. Nhưng từ “thu hồi chi phí” đến “bảo đảm kết quả đầu tư” là một khoảng cách rất lớn.

Một dự án điện vẫn phải chịu các rủi ro về tiến độ xây dựng, vượt tổng mức đầu tư, chi phí tài chính, hiệu suất thiết bị, bảo dưỡng, vận hành, quản trị hợp đồng và những biến động thuộc trách nhiệm của chủ đầu tư. Do đó, quan điểm được đặt ra tại Quốc hội rằng: Không nên hiểu quy định về thu hồi chi phí theo nghĩa nhà nước bảo đảm kết quả tài chính của dự án là một lưu ý rất quan trọng.

Ở chiều ngược lại, nếu Luật quy định quá chung chung mà không xác định được cơ chế thu hồi chi phí trong những trường hợp nhà máy sẵn sàng cung cấp điện, nhưng không được huy động, thì mục tiêu thu hút đầu tư vào các nguồn điện khí có vai trò bảo đảm công suất cũng khó đạt được.

Vấn đề vì thế không phải là lựa chọn giữa “bảo vệ nhà đầu tư” và “bảo vệ người tiêu dùng”, mà là xác định chi phí nào gắn với dịch vụ điện mà hệ thống thực sự cần và rủi ro nào phải được giữ lại ở phía doanh nghiệp.

Bình đẳng giữa các mô hình đầu tư cũng là một vấn đề cần được nhìn nhận:

Kiến nghị của nhóm nhà đầu tư nước ngoài còn gợi ra một vấn đề khác: Sự khác biệt về khả năng huy động vốn giữa doanh nghiệp nhà nước và nhà đầu tư tư nhân, nước ngoài. Một doanh nghiệp nhà nước lớn có thể sử dụng năng lực tài chính của công ty mẹ và hệ sinh thái doanh nghiệp để thu xếp vốn theo cách khác với một dự án tư nhân được tài trợ chủ yếu bằng nguồn vốn vay dựa trên dòng tiền của chính dự án. Điều này không có nghĩa Luật Điện lực phải thiết kế một cơ chế ưu đãi riêng cho nhà đầu tư nước ngoài. Nguyên tắc đề xuất là thiết kế cùng một luật chơi, nhưng bảo đảm các rủi ro của dự án được nhận diện đầy đủ và phân bổ cho chủ thể có khả năng kiểm soát rủi ro đó.

Nếu một nhà máy được yêu cầu duy trì công suất để phục vụ an ninh cung cấp điện, nhưng doanh thu lại phụ thuộc hoàn toàn vào số giờ huy động mà nhà máy không thể quyết định, thì cần có cơ chế thanh toán tương ứng cho dịch vụ sẵn sàng cung cấp điện. Ngược lại, nếu nhà máy không đạt các tiêu chuẩn về khả năng sẵn sàng, hoặc phát sinh chi phí do quyết định kinh doanh của mình, thì không nên chuyển chi phí đó sang người sử dụng điện. Đây mới là nguyên tắc bình đẳng thực chất giữa các loại hình nhà đầu tư.

Không nên luật hóa từng “đề nghị riêng” của từng dự án:

Một điểm nữa cần được đặc biệt lưu ý là không nên giải quyết những vướng mắc của điện LNG bằng cách đưa trực tiếp các điều kiện tài chính cụ thể của từng dự án vào Luật.

Các dự án nguồn điện: Ô Môn 2, LNG Quảng Ninh, LNG Thái Bình, LNG Hải Lăng, hay Long An có điều kiện khác nhau về nhiên liệu, vị trí, thời điểm vận hành, hạ tầng cảng và kho LNG, cấu trúc hợp đồng nhiên liệu, nhu cầu phụ tải, cũng như phương án thu xếp vốn. Nếu Luật quy định quá chi tiết cho từng nhóm dự án, Luật có thể nhanh chóng trở nên cứng nhắc khi thị trường điện thay đổi. Do đó, cách tiếp cận được đề xuất là Luật quy định rõ những nguyên tắc nền tảng: Giá điện phải phản ánh hợp lý chi phí; giá công suất được áp dụng khi nhà máy cung cấp dịch vụ sẵn sàng công suất; chi phí nhiên liệu hợp lý có thể được tính đến trong giá điện; rủi ro được phân bổ theo khả năng kiểm soát; không chuyển vô điều kiện rủi ro kinh doanh sang nhà nước, hoặc người sử dụng điện. Trên nền tảng đó, Chính phủ và Bộ Công Thương có thể quy định phương pháp tính, tiêu chí xác định chi phí hợp lý, điều kiện hưởng giá công suất, mức sản lượng hợp đồng tối thiểu và cơ chế điều chỉnh theo từng giai đoạn.

Cách làm trên cũng phù hợp với tinh thần được Bộ Công Thương giải trình tại Quốc hội: “Luật nên đặt ra nguyên tắc, còn các cơ chế cụ thể được quy định trong văn bản hướng dẫn, qua đó tạo dư địa điều chỉnh theo diễn biến thực tế của thị trường điện”.

Điện LNG đang buộc Luật Điện lực chuyển từ tư duy “giá điện” sang tư duy “dịch vụ điện”:

Nhìn rộng hơn, tranh luận hiện nay về điện LNG cho thấy thị trường điện Việt Nam đang bước vào một giai đoạn mới. Trước đây, phần lớn cách tiếp cận xoay quanh câu hỏi: Một kWh điện được sản xuất với chi phí bao nhiêu và bán với giá nào? Nhưng với hệ thống điện ngày càng có tỷ trọng lớn năng lượng tái tạo, cùng với phụ tải mới tăng nhanh, câu hỏi đang thay đổi. Bởi một nhà máy điện khí không chỉ cung cấp kWh điện, mà còn cung cấp khả năng sẵn sàng công suất, khả năng đáp ứng khi phụ tải tăng, hỗ trợ cân bằng hệ thống và trong những thời điểm nhất định có thể đóng vai trò nguồn điện nền, hoặc nguồn điều chỉnh.

Tương tự, hệ thống lưu trữ điện cũng không chỉ bán “sản lượng điện”. Giá trị của nó còn nằm ở khả năng hấp thụ điện vào thời điểm thừa, phát điện vào thời điểm thiếu và hỗ trợ vận hành hệ thống. Do đó, việc dự thảo Luật bắt đầu đưa “giá công suất” và các thành phần giá, dịch vụ khác vào khung pháp lý là một bước chuyển đáng chú ý. Nhưng khi đã chuyển từ “giá điện”, sang “giá của các dịch vụ điện”, yêu cầu về đo lường, kiểm soát và phân bổ rủi ro cũng phải rõ hơn.

Điểm gặp nhau giữa kiến nghị của Marubeni và quan điểm của Quốc hội:

Nếu nhìn kỹ, kiến nghị của nhóm Marubeni, Tokyo Gas và Kyuden International và các ý kiến tại Quốc hội thực ra có một điểm gặp nhau khá rõ. Nhà đầu tư muốn biết trước rủi ro nào mình phải chịu và rủi ro nào thuộc về hệ thống. Quốc hội cũng đang yêu cầu dự thảo Luật phải làm rõ vấn đề đó.

Nhà đầu tư muốn có cơ chế thu hồi chi phí hợp lý để có thể thu xếp vốn. Quốc hội không phủ nhận nhu cầu này, nhưng đặt câu hỏi: Chi phí nào là hợp lý và ai phải chịu khi chi phí đó phát sinh? Nhà đầu tư đề nghị có giá công suất.

Dự thảo Luật cũng đã đưa khái niệm này vào. Nhưng điều quan trọng là giá công suất phải gắn với khả năng sẵn sàng thực tế, chứ không phải một khoản bảo đảm doanh thu không phụ thuộc vào hiệu quả vận hành. Nhà đầu tư đề nghị xử lý chi phí nhiên liệu khi không được huy động. Đây cũng là vấn đề cần được giải quyết, nhưng phải xác định rõ giới hạn để tránh biến cơ chế chuyển ngang chi phí nhiên liệu thành cơ chế chuyển toàn bộ rủi ro thương mại sang người mua điện.

Như vậy, câu chuyện không còn là “Marubeni đề nghị gì”, mà là Luật Điện lực sẽ thiết kế quan hệ giữa nhà đầu tư - bên mua điện - đơn vị vận hành hệ thống - bên cung cấp nhiên liệu như thế nào để một nguồn điện có vai trò chiến lược có thể được đầu tư mà không tạo ra gánh nặng không kiểm soát cho toàn hệ thống.

Cần một cơ chế đủ chắc, nhưng không phải cơ chế bảo đảm vô điều kiện:

Điện LNG vẫn là một trong những nguồn được Quy hoạch điện VIII Điều chỉnh xác định với quy mô lớn. Vì vậy, tháo gỡ các điểm nghẽn về cơ chế là cần thiết, nếu muốn biến quy hoạch thành các dự án thực tế.

Nhưng tháo gỡ không có nghĩa là chấp nhận mọi đề nghị về bảo đảm doanh thu, hoặc chuyển chi phí. Điều cần thiết hơn là xây dựng một cơ chế mà trong đó mỗi bên biết rõ mình chịu rủi ro gì. Nhà đầu tư chịu rủi ro xây dựng, tiến độ, hiệu quả thiết bị, quản lý vận hành và những chi phí phát sinh do quyết định của mình. Bên mua điện chịu nghĩa vụ thanh toán đối với những dịch vụ và chi phí hợp lý mà hệ thống thực sự yêu cầu. Đơn vị vận hành hệ thống chịu trách nhiệm về quyết định huy động theo nguyên tắc thị trường và an toàn hệ thống. Các nghĩa vụ nhiên liệu phải được thiết kế phù hợp với yêu cầu vận hành của nhà máy và khả năng hấp thụ của hệ thống. Trong cấu trúc đó, giá công suất có thể là công cụ để trả cho khả năng sẵn sàng cung cấp điện; sản lượng điện hợp đồng tối thiểu dài hạn có thể là công cụ hỗ trợ dòng tiền trong giai đoạn trả nợ; còn cơ chế xử lý chi phí nhiên liệu có thể giải quyết những nghĩa vụ phát sinh mà nhà đầu tư không thể kiểm soát khi nhà máy không được huy động.

Ba cơ chế trên cần được thiết kế đồng bộ. Nếu chỉ tăng một yếu tố mà bỏ qua hai yếu tố còn lại, rủi ro chỉ chuyển từ nhà đầu tư sang bên mua, hoặc từ bên mua sang toàn hệ thống.

Vì vậy, kiến nghị của Marubeni đã gợi mở cho chúng ta thấy quá trình sửa Luật Điện lực không phải là một danh sách các ưu đãi dành cho nguồn điện LNG. Đó là yêu cầu phải trả lời một câu hỏi căn bản: Khi nhà nước cần một nguồn điện có khả năng sẵn sàng cung cấp công suất, nhưng thị trường không phải lúc nào cũng huy động nguồn điện đó, ai sẽ trả tiền cho phần giá trị công suất được duy trì?

Nếu Luật trả lời được câu hỏi trên bằng một nguyên tắc minh bạch, có giới hạn và kiểm soát được chi phí, Việt Nam sẽ không chỉ tháo gỡ cho một số dự án nguồn điện LNG hiện nay, mà còn đặt nền tảng cho một cơ chế thị trường điện trưởng thành hơn. Đó cũng là hướng tiếp cận cân bằng nhất: Không bảo đảm vô điều kiện cho nhà đầu tư, nhưng cũng không để nhà đầu tư phải gánh những rủi ro mà họ không có khả năng kiểm soát; không chuyển chi phí tùy tiện sang người sử dụng điện, nhưng cũng không phủ nhận chi phí hợp lý của những dịch vụ mà hệ thống điện thực sự cần. Đây có lẽ mới là vấn đề lớn nhất mà quá trình sửa đổi Luật Điện lực lần này cần giải quyết./.

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

Tài liệu tham khảo:

1. Quốc hội: “Luật Điện lực số 61/2024/QH15”, ngày 30/11/2024; văn bản hợp nhất số 07/VBHN-VPQH ngày 5/2/2026.

2. Chính phủ: “Nghị định số 56/2025/NĐ-CP quy định chi tiết một số điều của Luật Điện lực về quy hoạch phát triển điện lực, phương án phát triển mạng lưới cấp điện, đầu tư xây dựng dự án điện lực và đấu thầu lựa chọn nhà đầu tư dự án kinh doanh điện lực”, ngày 3/3/2025.

3. Bộ Công Thương: “Tháo gỡ các vướng mắc phát sinh trong thực tiễn triển khai các dự án điện khí LNG”, ngày 5/5/2026.

Bộ Công Thương: “Thứ trưởng Nguyễn Việt Sơn: Sửa Luật Điện lực tạo điều kiện phát triển nguồn và lưới điện”, ngày 21/9/2026.

4. Quốc hội: “Hoàn thiện cơ chế giá điện và tháo gỡ điểm nghẽn pháp lý để phát triển thị trường năng lượng bền vững”, ngày 28/9/2026.

5. Nhóm nhà đầu tư gồm Marubeni Asian Power Vietnam, Tokyo Gas Co., Ltd., Kyuden International và các công ty dự án: “Góp ý đối với dự thảo Luật sửa đổi, bổ sung một số điều của Luật Điện lực”, Văn bản số 01/G&LNG-QH, Hà Nội, ngày 23/9/2026.

6. Thủ tướng Chính phủ: “Quyết định số 768/QĐ-TTg ngày 15/4/2025 phê duyệt Điều chỉnh Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia thời kỳ 2021–2030, tầm nhìn đến năm 2050”.

7. Quốc hội: “Thẩm tra sơ bộ dự án Luật sửa đổi, bổ sung một số điều của Luật Điện lực”, ngày 15/9/2026.