Vai trò và sự cần thiết của các dự án điện sử dụng khí LNG nhập khẩu của Việt Nam

Báo cáo nhận diện rủi ro, gợi ý giải pháp chính sách phát triển ngành điện Việt Nam [phần 1] Thông tin từ Văn phòng Quốc hội cho biết: Kỳ họp thứ 10 - Quốc hội khóa XV sẽ khai mạc vào ngày 20/10/2025. Để giúp các đại biểu Quốc hội cập nhật một số thông tin tham khảo trong quá trình thảo luận, góp ý xây dựng dự án Luật, Nghị quyết của Quốc hội liên quan đến lĩnh vực điện lực, Hội đồng Khoa học Tạp chí Năng lượng Việt Nam vừa hoàn thiện Báo cáo về “Nhận diện rủi ro, thách thức và gợi ý giải pháp chính sách phát triển ngành điện của Việt Nam” - tháng 10/2025. Dưới đây là nội dung chính của Báo cáo [phần 1]. Rất mong nhận được sự chia sẻ của các đại biểu Quốc hội, nhà quản lý, chuyên gia và bạn đọc.

Báo cáo nhận diện rủi ro, gợi ý giải pháp chính sách phát triển ngành điện Việt Nam [phần 2] Tiếp theo [phần 1] của Báo cáo về “Nhận diện rủi ro, thách thức và gợi ý giải pháp chính sách phát triển ngành điện của Việt Nam” - tháng 10/2025 là các khuyến nghị về rủi ro, thách thức và đề xuất cơ chế đặc thù phát triển điện hạt nhân ở Việt Nam. Cụ thể là khung pháp luật, pháp quy; đào tạo nguồn nhân lực; hệ thống quản lý, triển khai thực hiện dự án; và kết luận, định hướng cho Việt Nam trong phát triển điện hạt nhân bền vững.

Trong cam kết của Chính phủ Việt Nam, công suất điện than sẽ đạt đỉnh vào năm 2030, sau đó giảm dần. Khi thủy điện đã khai thác hết tiềm năng, để có đủ điện cho tăng trưởng kinh tế, cần phát triển điện năng lượng tái tạo (NLTT) và nguồn điện sử dụng khí khai thác trong nước và điện sử dụng khí LNG nhập khẩu.

Với Việt Nam, không đơn giản là chuyển sang điện gió và mặt trời là có thể đủ điện. Điện mặt trời cung cấp điện 5-6 giờ vào ban ngày. Điện gió cả trên bờ lẫn ngoài khơi gần như không hoạt động vào tháng 4 và 5 - khi nhu cầu phụ tải lên cao nhất.

Theo Báo cáo tiềm năng kỹ thuật năng lượng gió ngoài khơi Việt Nam do Cơ quan Phát triển Liên Hợp Quốc, Viện Khí tượng Thủy văn Na Uy và Cục khí tượng Thủy văn Việt Nam xuất bản tháng 4/2025, biến thiên điện gió ngoài khơi rất thấp đáng lo ngại trong một vài thời kỳ trong năm, như hình minh họa dưới đây:

Nguồn: Báo cáo Tiềm năng kỹ thuật năng lượng gió ngoài khơi Việt Nam (2025).

Tương tự, với điện gió trên bờ, Công ty Vận hành Hệ thống điện và Thị trường điện Quốc gia (NSMO) cũng cho thấy: Trong tháng 5/2025 có những ngày hệ thống điện công suất đặt 7.100 MW của Việt Nam chỉ phát được khoảng 200 MW - tức là chỉ 3% công suất đặt, vì không có gió. Trong khi đó, tháng 5 là tháng cao điểm sử dụng điện.

Hiện tại chúng ta dùng thủy điện có hồ lớn để lưu trữ năng lượng từ mùa mưa qua mùa khô, nhưng tiềm năng công suất thủy điện lớn đã được khai thác gần hết. Hơn nữa, hệ thống đang lưu trữ từ mùa mưa qua mùa khô để phục vụ hệ thống điện hiện tại, không đủ công suất lưu trữ để phục vụ hệ thống điện có tỷ lệ NLTT cao trong tương lai.

Sử dụng hệ thống lưu trữ năng lượng (BESS), hay thủy điện tích năng chỉ có tính khả thi về kỹ thuật và tài chính, nếu lưu trữ điện trong ngày. Về mặt kỹ thuật, do BESS lưu trữ bằng điện hóa, năng lượng sẽ tự mất đi theo thời gian, nếu không dùng; nước của thủy điện tích năng sẽ tự bốc hơi, nếu để quá lâu. Trên hết, không có hệ thống lưu trữ hiện tại và tương lai nào đủ lớn để lưu trữ trong nhiều ngày thay cho 46 GW điện gió theo kế hoạch vào năm 2030. Về mặt tài chính, lưu trữ và xả trong ngày tạo nguồn thu liên tục cho hệ thống lưu trữ. Nếu cả năm chỉ xả vài lần, thì dù hệ thống có chi phí thấp đến đâu cũng không thể khả thi, nếu chỉ tạo ra doanh thu vài lần/năm.

Điện khí là giải pháp tạo nguồn chạy nền cho hệ thống khi NLTT chiếm tỷ lệ cao. Nói cách khác, muốn tiếp tục phát triển điện NLTT phải đảm bảo công suất điện khí đưa vào sử dụng đủ lớn. Vì thế, theo Điều chỉnh Quy hoạch điện VIII, công suất đặt điện khí dùng nguồn khí trong nước sẽ tăng từ 7 GW hiện nay, lên 16 GW vào năm 2030; còn nguồn điện sử dụng khí thiên nhiên hóa lỏng (LNG) nhập khẩu sẽ tăng từ 0,8 GW, lên 22,5 GW.

Nếu các nhà máy điện khí đó không được đưa vào hoạt động đúng hạn, một lượng công suất tương đương, hoặc lớn hơn của nhà máy điện gió, mặt trời sẽ không thể đầu tư, hoặc không được huy động, vì không có nguồn điện cân bằng cho sự biến thiên của điện gió, mặt trời. Khi đó, Điều chỉnh Quy hoạch điện VIII sẽ không thể thực hiện được, không đảm bảo được nguồn điện cho phát triển kinh tế.

Các nhà máy điện khí trong nước và điện khí LNG nhập khẩu đã xác định xong chủ đầu tư và đang trong giai đoạn đàm phán Hợp đồng mua bán khí (GSA) với Tập đoàn Công nghiệp - Năng lượng Quốc gia Việt Nam (PVN), Hợp đồng mua bán điện (PPA) với Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN), lựa chọn tổng thầu EPC, thu xếp vốn, bàn giao đất… gặp rất nhiều khó khăn trong đàm phán, vì quan điểm các bên khác nhau. Có thể liệt kê một vài điểm quan trọng mà các cơ chế còn sự khác biệt chưa thể thống nhất như sau (trong đó Q là đề xuất từ nhà đầu tư và R là ý kiến từ phía quản lý ngành điện):

1. Nâng sản lượng điện hợp đồng tối thiểu dài hạn (Qc):

Q: Nhiều nhà đầu tư yêu cầu Qc không thấp hơn mức 90% sản lượng điện phát bình quân nhiều năm của dự án nhiệt điện khí. Hiện tại Nghị định 56/2025 cho phép Qc tối đa 65% với thời hạn tối đa 10 năm.

R: Với mức thâm nhập cao của NLTT như trong Điều chỉnh Quy hoạch điện VIII, rất khó để duy trì Qc ở mức 65%, hoặc 70%. Do vậy, mức 90% chỉ phù hợp cho nguồn điện chạy phủ đáy biểu đồ phụ tải. Nếu muốn thay đổi mức Qc lên 90%, phải cắt giảm điện từ các nguồn NLTT, đi ngược lại mục tiêu chuyển đổi năng lượng, đồng thời giá điện cao từ nguồn LNG sẽ tăng gánh nặng lên người sử dụng.

Hiện nay, trong dự thảo Nghị quyết của Quốc hội về một số cơ chế đặc thù tháo gỡ khó khăn cho phát triển năng lượng, dự kiến trình trong Kỳ họp thứ 10 - Quốc hội khóa XV, đã có cơ chế cho phép Qc tối thiểu không thấp hơn 75% sản lượng phát bình quân nhiều năm của nguồn điện LNG. Như vậy, cấp thẩm quyền đã có những chính sách hướng đến mong muốn của nhà đầu tư.

2. Áp dụng cơ chế giá công suất:

Q: Luật Điện lực 2024 đã có quy định về giá công suất trong Mục b, Khoản 8 Điều 51. Trong khi các dự án thuộc PVN không đưa ra yêu cầu “giá”, hoặc “phí” công suất, thì các dự án do tư nhân trong nước và nước ngoài đầu tư yêu cầu được hưởng phí công suất. Đó là khoản thanh toán tiền điện cho các thành phần chi phí cố định (FC) và chi phí vận hành và bảo dưỡng cố định (FOMC) trong giá điện - bất kể sản lượng điện phát lên lưới, dựa trên độ khả dụng thực tế của nhà máy cho hệ thống điện.

R: Tuy đã quy định trong Luật Điện lực (sửa đổi), nhưng thực tế hiện nay Việt Nam mới có thị trường điện năng theo nguyên tắc cơ sở chi phí (cost-base), chưa có thị trường công suất, chưa có quy định áp dụng giá điện hai thành phần cả đối với bên mua và bên bán. Theo Thông tư 16/2025/TT-BCT của Bộ Công Thương, trong giá thị trường điện đã có thành phần giá công suất thị trường CAN (Capacty-Add-On), nhưng chỉ để: (i) bù chi phí ngắn hạn của nhà phát điện khi thị trường huy động phát thấp hơn dự kiến; (ii) trả phí cho dịch vụ phụ trợ khi nhà máy tham gia. Tuy nhiên, quy mô thị trường CAN nhỏ và chỉ được tính theo kWh khi nhà máy có phát điện.

Đối với bên mua điện, từ tháng 10/2025 Bộ Công Thương bắt đầu cho phép EVN thực hiện thí điểm tính phí công suất (hóa đơn trên giấy - chưa thu) đối với hộ sản xuất sử dụng điện từ 200.000 kWh/tháng tính theo 12 tháng gần nhất. Dự kiến chương trình thí điểm sẽ kéo dài đến tháng 6/ 2026. Sau tổng hợp kết quả, từ tháng 7/2026 sẽ áp dụng thanh toán thử nghiệm thực tế cho các đối tượng dùng điện nói trên.

3. Chuyển ngang nghĩa vụ bao tiêu khí sang PPA:

Q: Công ty Vận hành Hệ thống điện và Thị trường Quốc gia (NSMO) có trách nhiệm huy động đủ sản lượng điện để dự án có thể hoàn thành nghĩa vụ bao tiêu khí trong Hợp đồng mua bán khí (GSA); khoản tiền thiếu hụt do huy động thiếu của NSMO mà làm phát sinh nghĩa vụ bao tiêu khí trong GSA sẽ được thanh toán bởi EVN trong PPA.

R: Nghị định số 56/2025/NĐ-CP, Nghị định số 100/2025/NĐ-CP và các thông tư của Bộ Công Thương đã có quy định việc sử dụng nhiên liệu và huy động của các nhà máy sử dụng khí thiên nhiên trong nước. Theo đó, ví dụ dự án sử dụng khí Lô B sẽ được vận hành huy động ở mức tối đa theo khả năng cấp khí đáp ứng các yêu cầu ràng buộc về nhiên liệu, công suất, sản lượng phát điện khả dụng của dự án, nhu cầu và ràng buộc kỹ thuật của hệ thống điện quốc gia. Nhưng chưa có quy định bao tiêu khí với các dự án nguồn điện LNG.

4. Cơ chế chấm dứt hợp đồng trước thời hạn (bao gồm khoản thanh toán mua lại dự án):

Q: Trong trường hợp dự án bị chấm dứt trước thời hạn (ngoại trừ trường hợp việc chấm dứt trước thời hạn là do lỗi của dự án), Chính phủ Việt Nam sẽ mua lại dự án với giá mua lại bằng giá trị còn lại của nhà máy (bao gồm khoản vay vốn chưa thanh toán, phần vốn chủ sở hữu chưa thu hồi và các khoản bao tiêu nhiên liệu chưa thanh toán).

R: Đây là yêu cầu tương tự như cơ chế BOT, trong khi dự án IPP không theo cơ chế đó. Do vậy, EVN chỉ có thể đưa ra cam kết thuộc thẩm quyền của EVN, không thể đàm phán về nghĩa vụ của Chính phủ. Do đó, yêu cầu này phải được cấp có thẩm quyền đưa ra phương hướng giải quyết.

5. Cơ chế điều chỉnh theo tỷ giá hối đoái:

Q: Phần chi phí bằng ngoại tệ trong giá điện trong PPA được tính bằng đồng USD và thanh toán bằng VNĐ. Việc thanh toán khoản chênh lệch ngoại tệ (nếu có) được thực hiện thường xuyên (ví dụ hàng tháng).

R: Điều 22 Pháp lệnh sửa đổi, bổ sung một số điều của Pháp lệnh Ngoại hối quy định: “Trên lãnh thổ Việt Nam, mọi giao dịch, thanh toán, niêm yết, quảng cáo, báo giá, định giá, ghi giá trong hợp đồng, thỏa thuận và các hình thức tương tự khác của người cư trú, người không cư trú không thực hiện bằng ngoại hối, trừ các trường hợp được phép theo quy định của Ngân hàng Nhà nước Việt Nam”. Vì vậy, việc chi phí bằng ngoại tệ của giá điện trong PPA được tính bằng USD cần phải được Ngân hàng Nhà nước Việt Nam cho phép thực hiện.

6. Luật điều chỉnh khi có tranh chấp:

Q: Các hợp đồng dự án được điều chỉnh và giải thích theo pháp luật Việt Nam. Tuy nhiên, luật Anh, hoặc luật nước ngoài tương đương được áp dụng cho vấn đề không được quy định, hoặc không được quy định đầy đủ trong pháp luật Việt Nam, với điều kiện việc áp dụng luật Anh, hoặc luật nước ngoài tương đương này không được trái với các nguyên tắc cơ bản của pháp luật Việt Nam.

R: PPA là hợp đồng thương mại, vì vậy phải do các bên tự thỏa thuận. EVN trên cơ sở hiểu biết đầy đủ chấp nhận phương án lựa chọn, đảm bảo không có rủi ro về pháp lý và bảo vệ tối đa quyền, cũng như lợi ích cho nhà nước Việt Nam.

Nhận định:

Thúc đẩy phát triển các nguồn điện khí và LNG là hướng đi đúng đắn của Việt Nam trong lộ trình chuyển dịch năng lượng, giảm phát thải. Với nguồn khí trong nước chưa đủ cung cấp, nguồn điện LNG nhập khẩu có vai trò quan trọng và cần thiết trong hàng thập kỷ tới. Nhà nước đang có những điều chỉnh chính sách, cơ chế để tạo lợi nhuận hợp lý cho nhà đầu tư nguồn LNG, nhưng cần có hiểu biết về cơ cấu nguồn điện sẽ ngày càng tăng tỷ trọng NLTT biến đổi (gió, mặt trời). Hệ thống hiện thời có tỷ trọng thủy điện giá thành rẻ, nhưng sản lượng điện hàng năm thay đổi theo lượng mưa đầu nguồn và tỷ trọng thủy điện sẽ ngày càng giảm do đã gần hết tiềm năng; sản lượng nhiệt điện khí khó có thể giữ ở mức cao và ổn định qua các năm, khi điện gió, điện mặt trời ngày càng nhiều, cần có “không gian” cho doanh thu của năng lượng tái tạo. Nhà đầu tư cần hiểu rõ yếu tố quan trọng này khi quyết định triển khai dự án.

Lý lẽ của các bên đều tuân thủ pháp luật và yêu cầu mà bên cho vay vốn đặt ra, cũng như một vài thông lệ quốc tế. Hầu như mọi nhà đầu tư đều lấy lý do “yêu cầu của bên cho vay” làm căn cứ đề xuất.

Có thể thấy, các điểm vướng mắc còn lại mà phía chủ đầu tư yêu cầu PVN, EVN và Chính phủ đáp ứng khi đàm phán hợp đồng cần được giải quyết sớm mới có hy vọng đảm bảo tiến độ các nhà máy điện khí trong Điều chỉnh Quy hoạch điện VIII.

Với phí công suất, một số nước đã áp dụng giá điện hai thành phần, nhưng một số nước khác chưa áp dụng, cần có những tính toán, học tập kinh nghiệm quốc tế và áp dụng hợp lý trong bước tiếp theo của thị trường điện Việt Nam. Một thị trường điện cạnh tranh tiên tiến không xa sẽ áp dụng thị trường chào giá điện năng và giá công suất riêng biệt. Khi đó, cần phải áp dụng cho tất cả các nhà máy điện đang tham gia thị trường để đảm bảo công bằng.

Với nhà đầu tư, họ cần đảm bảo làm rõ thu nhập tối thiểu từ dự án điện khí là chính đáng. Nhưng dù muốn giảm rủi ro, cũng không thể đẩy hết rủi ro về phía mua điện (EVN), hoặc là về Chính phủ.

Về phía Chính phủ, Bộ Công Thương cũng nên xem xét, hài hòa những yêu cầu hợp lý của nhà đầu tư. Ví dụ bao tiêu điện năng trên cơ sở bao tiêu khí đốt trong nước là việc ưu tiên do tăng cường tính chủ động, tận dụng tối đa nguồn nhiên liệu nội địa thay vì phụ thuộc nhập khẩu. Chính phủ cần cân nhắc cho phép điều chỉnh giá điện linh hoạt theo nguyên tắc tính đúng, tính đủ để hấp dẫn được các nhà đầu tư.

Về vấn đề dự án bị chấm dứt hoạt động trước thời hạn (trong nhiều năm qua cho đến nay chưa từng xảy ra), nhưng nếu có trong tương lai, chắc chắn Nhà nước sẽ có cơ chế để tránh thiệt hại cho nhà đầu tư.

Những yêu cầu/vướng mắc này cần được đàm phán kỹ lưỡng giữa các bên, nhằm đưa các dự án điện khí vào vận hành đúng thời hạn. Nhưng cần nhắc lại quan điểm của Chính phủ là “hài hòa lợi ích, chia sẻ rủi ro’’./.

ĐÀO NHẬT ĐÌNH - HỘI ĐỒNG KHOA HỌC TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM