Đề xuất cơ chế đặc thù cho các dự án điện khí LNG: Bảo đảm an ninh năng lượng, mở đường cho vốn quốc tế

Trước thực tế đó, nhóm các nhà đầu tư điện khí vừa gửi văn bản kiến nghị Quốc hội xem xét bổ sung cơ chế đặc thù cho các dự án LNG trong Dự thảo Nghị quyết về cơ chế, chính sách tháo gỡ khó khăn phát triển năng lượng quốc gia giai đoạn 2026-2030, nhằm tạo khung pháp lý rõ ràng, tháo gỡ các điểm nghẽn về tài chính, hợp đồng và vận hành.

Kiến nghị tháo gỡ “điểm nghẽn”

Theo nội dung văn bản kiến nghị vừa được gửi tới Quốc hội và Chính phủ, nhóm các nhà đầu tư điện khí bao gồm LNG Quảng Ninh, Thái Bình, Hải Lăng (Quảng Trị), Long An, Ô Môn II đề nghị xem xét bổ sung cơ chế đặc thù cho các dự án điện khí LNG.

Kiến nghị nêu rõ: Theo Điều chỉnh Quy hoạch điện VIII, công suất đặt điện khí dùng nguồn khí trong nước sẽ tăng từ 7GW hiện nay lên 16GW vào năm 2030; còn công suất nguồn điện sử dụng LNG nhập khẩu sẽ tăng từ 0,8GW lên 22,5GW. Như vậy, điện khí trong nước và LNG dự kiến chiếm tỷ trọng rất lớn trong hệ thống điện quốc gia.

Tuy nhiên, đến nay, chỉ có dự án Nhiệt điện LNG Nhơn Trạch 3-4 có khả năng hoàn thành đúng hạn; dự án Ô Môn 4 (sử dụng khí Lô B) vừa được khởi công. Trong khi đó, hàng loạt dự án khác như LNG Hải Lăng, Quảng Ninh, Thái Bình, Long An, Hiệp Phước, Hải Phòng, Ô Môn 2… vẫn đang vướng mắc trong khâu đàm phán hợp đồng mua bán điện (PPA), hợp đồng cung cấp khí (GSA), thu xếp vốn và thủ tục đầu tư.

Theo các nhà đầu tư, sự chậm trễ của các dự án điện khí LNG không chỉ ảnh hưởng đến cân đối cung-cầu điện trong giai đoạn tới, mà còn có nguy cơ tác động dây chuyền đến đầu tư năng lượng tái tạo, bởi điện khí đóng vai trò là nguồn điện nền, bảo đảm tính ổn định của hệ thống khi tích hợp các nguồn gió và mặt trời có tính biến thiên cao.

“Nếu các nhà máy điện khí 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 nền và giữ ổn định cung cấp điện cho sự biến thiên của điện gió, mặt trời. Khi đó, Quy hoạch điện VIII điều chỉnh sẽ không thể thực hiện được, không đảm bảo được nguồn điện cho phát triển kinh tế”, kiến nghị nêu.

Các doanh nghiệp điện khí cho rằng hiện vẫn còn nhiều “điểm nghẽn” pháp lý cần được tháo gỡ. Đáng chú ý là việc hợp đồng mua bán điện chưa có cơ chế phí công suất (capacity payment) - khoản doanh thu cố định nhằm hoàn vốn cho chi phí đầu tư và bảo dưỡng, khiến nhà đầu tư không có dòng tiền tối thiểu để bảo đảm trả nợ cho các tổ chức cho vay quốc tế.

Một số nội dung về giá điện, điều khoản chia sẻ rủi ro, cơ chế bao tiêu khí và chuyển đổi ngoại tệ cũng chưa được hướng dẫn cụ thể. Bên cạnh đó, hiện vẫn thiếu quy định về cơ chế chấm dứt và mua lại dự án trong trường hợp ngừng hoạt động không do lỗi của chủ đầu tư - điểm mấu chốt để đảm bảo an toàn tín dụng trong các dự án vốn lớn.

Pháp luật hiện cũng chưa phân biệt rõ sự kiện bất khả kháng tự nhiên và chính trị, khiến doanh nghiệp vẫn phải gánh rủi ro ngay cả khi sự cố nằm ngoài kiểm soát của họ.

Ngoài ra, các nhà đầu tư cũng chỉ ra rào cản các vấn đề khác như bảo lãnh thanh toán, cách thức xử lý khi thay đổi luật - những điều kiện được coi là “chuẩn quốc tế” để một dự án điện khí có thể vay vốn thương mại.

Đề xuất nhóm cơ chế đặc thù cho các dự án LNG

Theo nhóm kiến nghị, việc ban hành một cơ chế đặc thù không chỉ giúp “mở khóa” nguồn vốn quốc tế cho các dự án LNG, mà còn bảo đảm tính đồng bộ trong thực hiện chuyển dịch năng lượng công bằng, qua đó duy trì an ninh năng lượng quốc gia và thu hút đầu tư tư nhân vào lĩnh vực năng lượng sạch.

Cụ thể, liên quan những “rào cản” nêu trên, đại diện nhà đầu tư các dự án cho biết: Vừa qua, nội dung dự thảo Nghị quyết của Quốc hội về cơ chế, chính sách tháo gỡ khó khăn trong phát triển năng lượng quốc gia giai đoạn 2026-2030 được công bố chính thức trên trang thông tin điện tử của Bộ Công thương ngày 25/9/2025 để lấy ý kiến nhân dân.

Bên cạnh một số hướng tháo gỡ các trở ngại cho dự án điện khí, các nhà đầu tư cho rằng, Điều 11 vẫn chưa có cơ chế cụ thể để giải quyết các mối quan tâm và vướng mắc đối với các dự án điện khí, bao gồm các dự án sử dụng khí thiên nhiên khai thác trong nước và LNG nhập khẩu đối với các vấn đề thu xếp vốn và hợp đồng PPA.

Do đó, các nhà đầu tư đã kiến nghị Quốc hội xem xét sửa đổi Điều 11 trong dự thảo từ nội dung quy định “Sản lượng hợp đồng tối thiểu dài hạn và thời gian áp dụng cho các dự án điện khí sử dụng LNG nhập khẩu” thành “Cơ chế đặc thù phát triển các dự án điện khí sử dụng khí thiên nhiên khai thác trong nước và khí thiên nhiên hoá lỏng (LNG) nhập khẩu”.

Cụ thể, kiến nghị điều chỉnh nội dung về sản lượng hợp đồng tối thiểu theo hướng: Sản lượng điện hợp đồng tối thiểu dài hạn không thấp hơn mức 90% sản lượng điện phát bình quân nhiều năm của dự án nhiệt điện khí, thay vì 75% như tại dự thảo. Đồng thời, thời hạn áp dụng sẽ được kéo dài trong toàn bộ thời hạn hợp đồng mua bán điện kể từ ngày dự án đưa vào vận hành phát điện.

Song song, các nhà đầu tư cũng đề xuất bổ sung thêm nhiều cơ chế đặc thù, bao gồm thiết lập cơ chế phí công suất, cho phép áp dụng cơ chế giá điện hai thành phần (điện năng và công suất) theo Luật Điện lực 2024, để bù đắp chi phí cố định và bảo dưỡng định kỳ. Cơ chế này giúp nhà máy có dòng tiền ổn định dù không được huy động toàn bộ công suất, là điều kiện tiên quyết để đạt chuẩn tín dụng quốc tế.

Cùng với đó, chuyển nghĩa vụ bao tiêu nhiên liệu và các rủi ro, chi phí cung cấp nhiên liệu trong các hợp đồng cung cấp nhiên liệu sang Hợp đồng mua bán điện và chuyển nghĩa vụ bao tiêu nhiên liệu này sang EVN, bảo đảm EVN thanh toán phần thiếu do huy động không đủ.

Nhà đầu tư kiến nghị giá điện trong Hợp đồng mua bán điện được tính bằng USD và thanh toán bằng VND. Phần giá điện được tính dựa trên các chi phí bằng ngoại tệ của dự án được điều chỉnh theo chênh lệch tỷ giá ngoại tệ hiện hành và tỷ giá ngoại tệ cơ sở trong Hợp đồng mua bán điện. Việc thanh toán chi phí chênh lệch tỷ giá ngoại tệ (nếu có) được thực hiện cùng với việc thanh toán tiền điện hàng tháng.

Bên cạnh đó, Chính phủ cần có cam kết mua lại nhà máy theo giá trị còn lại nếu dự án bị chấm dứt không do lỗi của chủ đầu tư, bao gồm dư nợ vay gốc, lãi tích lũy và vốn chủ sở hữu chưa thu hồi. Cơ chế này giúp bảo vệ nhà đầu tư trước rủi ro chính sách và bảo đảm hệ thống điện không bị gián đoạn.

Trong trường hợp bất kỳ Hợp đồng dự án bị chấm dứt trước thời hạn, ngoại trừ trường hợp việc chấm dứt trước thời hạn là do lỗi của nhà đầu tư của dự án hay công ty dự án, Chính phủ sẽ mua lại nhà máy với giá mua lại dự án bằng giá trị còn lại của nhà máy, bao gồm khoản vay vốn còn lại, phần vốn chủ sở hữu chưa thu hồi, và các khoản bao tiêu nhiên liệu chưa thanh toán.

Ngoài ra, các nhà đầu tư cũng đề xuất cho phép lập hợp đồng song ngữ Việt-Anh, áp dụng luật quốc tế khi cần thiết; đồng thời, công nhận LNG là nguồn điện chuyển đổi, có khả năng sử dụng nhiên liệu sạch như hydrogen hoặc amoniac trong tương lai…

Theo các nhà đầu tư, nhóm cơ chế nêu trên không chỉ tháo gỡ khó khăn cho các dự án LNG mà còn đặt nền tảng cho thị trường điện khí cạnh tranh, minh bạch và thu hút vốn quốc tế. Nếu Quốc hội sớm thông qua trong kỳ họp cuối năm 2025, Việt Nam sẽ khơi thông hàng chục tỷ USD vốn đầu tư, bảo đảm thực hiện Quy hoạch điện VIII điều chỉnh và củng cố an ninh năng lượng quốc gia.

“Chúng tôi cũng đề xuất cuộc họp với cơ quan liên quan của Quốc hội, Chính phủ và các Bộ ngành để có giải trình chi tiết về các đề xuất này vào thời điểm thích hợp trong tháng 10/2025 để Quốc hội và Chính phủ xem xét và quyết định”, đại diện các nhà đầu tư nhấn mạnh.