Bộ Công thương vừa trình thẩm định dự án Nghị quyết của Quốc hội về các cơ chế, chính sách tháo gỡ khó khăn phát triển năng lượng quốc gia giai đoạn 2026 - 2030, trong đó đề cập tới hàng loạt cơ chế, chính sách nhằm mở đường cho dự án điện khí, BOT điện, điện gió ngoài khơi từng trì trệ nhiều năm qua. Đồng thời, những đề xuất cũng sẽ gia tăng mức độ hấp dẫn của thị trường năng lượng với nhà đầu tư. Điển hình, liên quan tới điện khí, là nút thắt sản lượng điện hợp đồng tối thiểu dài hạn và thời gian áp dụng cho các dự án điện LNG nhập khẩu.
Tiếng nói của nhà đầu tư đã được lắng nghe
Theo đó, những dự án được chấp thuận kết quả nghiệm thu hoàn thành công trình và bắt đầu vận hành từ khi Luật 61/2024/QH15 có hiệu lực đến trước ngày 1/1/2031 sẽ được áp dụng cơ chế sản lượng điện hợp đồng tối thiểu dài hạn không thấp hơn 75% (thay vì 65% so với trước đây) sản lượng điện phát bình quân nhiều năm của dự án. Đồng thời, sản lượng nêu trên được áp dụng trong thời gian trả nợ gốc và lãi vay, nhưng không quá 10 năm từ ngày dự án vận hành phát điện.
Luận giải về sự thay đổi này, Bộ Công thương cho biết, phần lớn các chủ đầu tư dự án điện LNG đều kiến nghị xem xét áp dụng cơ chế giá điện hai thành phần (công suất và điện năng), cơ chế bao tiêu và điều chỉnh sản lượng điện hợp đồng tối thiểu dài hạn theo hướng cao hơn 65% và kéo dài thời gian áp dụng.
Nói cách khác, tiếng nói của nhà đầu tư đã được lắng nghe, dù mới ở mức "giải tỏa" một phần áp lực. Bên cạnh đó, Bộ đã bác bỏ một số đề xuất khác khi cho rằng phần lớn là cơ chế mang lại lợi ích thiên về phía chủ đầu tư, trong đó nhiều cơ chế đã từng áp dụng cho các dự án điện BOT trước đây, trong khi hiện các dự án điện LNG nhập khẩu là dự án nguồn điện độc lập (IPP).
Nóng hơn, là vấn đề liên quan đến các dự án BOT điện do pháp luật hiện hành chưa có quy định về việc Chính phủ bảo lãnh cho nghĩa vụ của cơ quan có thẩm quyền và các doanh nghiệp nhà nước khi tham gia dự án.
Đặc biệt, một vấn đề gây rủi ro cho phía Việt Nam là Pháp luật điều chỉnh hợp đồng dự án. Cụ thể, điều 55 Luật Đầu tư theo phương thức đối tác công tư (PPP) quy định: “Hợp đồng dự án PPP và các phụ lục hợp đồng, các văn bản có liên quan khác được ký kết giữa cơ quan nhà nước Việt Nam với nhà đầu tư, doanh nghiệp dự án PPP được điều chỉnh bởi pháp luật Việt Nam. Đối với những vấn đề pháp luật Việt Nam không có quy định, các bên có thể thỏa thuận cụ thể trong hợp đồng dự án PPP trên cơ sở không được trái với các nguyên tắc cơ bản của pháp luật Việt Nam”.
Trong khi đó, nhà đầu tư yêu cầu: “Các bên trong dự án được lựa chọn luật Anh điều chỉnh những vấn đề pháp luật Việt Nam không có quy định”. Bộ Công thương xác định, việc lựa chọn pháp luật nước ngoài (luật Anh) để điều chỉnh/giải thích hợp đồng dự án (bao gồm cả GGU) tiềm ẩn nhiều rủi ro cho phía Việt Nam. Các cơ quan của Việt Nam không nắm rõ pháp luật nước ngoài. "Vì vậy, sẽ có nhiều rủi ro về mặt pháp lý đối với phía Việt Nam, đặc biệt là trong trường hợp có xảy ra tranh chấp", Tờ trình Nghị quyết nêu.
Với luận giải nêu trên, Bộ Công thương đề xuất một số cơ chế áp dụng cho các dự án BOT điện cụ thể. Theo đó, công ty BOT tiến hành hoạt động theo quy định của pháp luật Việt Nam. Trong trường hợp có tranh chấp xảy ra liên quan đến áp dụng và giải thích hợp đồng (ngoại trừ trường hợp thuê đất) thì có thể áp dụng theo pháp luật nước ngoài do các bên tham gia hợp đồng lựa chọn.
Những nội dung phát sinh thực tế theo yêu cầu của nhà đầu tư nhằm huy động vốn vay nước ngoài tại các dự án BOT điện gồm: Pháp luật điều chỉnh hợp đồng dự án, cơ chế về giá điện, đồng tiền tính toán giá điện trong hợp đồng mua bán điện, cơ chế phân bổ rủi ro chưa đủ hấp dẫn để thu hút đầu tư và huy động vốn từ các tổ chức tài chính quốc tế, tín dụng nước ngoài.
Vẫn còn nhiều khó khăn chưa được giải quyết thấu đáo
Các khó khăn khiến điện khí, điện LNG hay dự án BOT ngành điện chưa thể về đích như kỳ vọng đã từng được người trong cuộc đề cập nhiều lần trong những năm qua. Đơn cử, tháng 4/2024, EVN khẳng định không thể cam kết về tổng sản lượng điện hợp đồng dài hạn với chủ đầu tư các dự án điện khí, điện LNG vì có thể mang lại rủi ro lớn trong tương lai.
Cụ thể, tại cuộc họp tháo gỡ khó khăn thực hiện các dự án điện khí trong Quy hoạch điện VIII, ông Ngô Sơn Hải, Phó Tổng Giám đốc Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) cho biết, vướng mắc trong đàm phán hợp đồng mua bán điện (PPA) các dự án điện khí, LNG hiện tại liên quan đến cam kết sản lượng hợp đồng (tổng sản lượng điện mua hằng năm - Qc).
Hầu hết chủ đầu tư đều yêu cầu cam kết Qc dài hạn để đáp ứng yêu cầu của bên cho vay và của bên cung cấp khí. Việc này EVN hiện không thể cam kết với chủ đầu tư do có thể mang lại rủi ro lớn trong tương lai. Nguyên nhân, EVN vẫn phải trả tiền tương ứng với sản lượng Qc đã cam kết mà không nhận được điện từ các nhà máy điện này do có giá điện cao, sản lượng được huy động sẽ thấp.
Ngoài ra, các dự án còn đối diện vướng mắc liên quan đến việc các chủ đầu tư nước ngoài đề xuất hợp đồng PPA áp dụng theo luật nước ngoài (luật Anh hoặc Singapore) và bảo lãnh Chính phủ về chuyển đổi ngoại tệ…
Theo TS Nguyễn Quốc Thập, Chủ tịch Hội Dầu khí Việt Nam, phát triển điện khí LNG đang đối diện với nhiều khó khăn chưa được giải quyết thấu đáo. Tiêu biểu là thiếu cơ chế, chính sách cho mọi hoạt động của chuỗi khí điện LNG và tiêu thụ điện LNG, hành lang pháp lý cho hoạt động độc lập và tự chủ của Tập đoàn Công nghiệp-Năng lượng Quốc gia Việt Nam (PVN), EVN khi Chính phủ không còn bảo lãnh cho tất cả các loại hình dự án.
Đồng thời, vấn đề cam kết tổng sản lượng điện mua hằng năm và bao tiêu sản lượng khí LNG hằng năm đang là một thách thức. Bởi, EVN được mua điện của các nhà máy và bán ra theo sự điều tiết, đầu vào lại phải đi đàm phán với các nhà máy.
Cũng ở thời điểm đầu năm trước, thống kê giai đoạn từ khi thi hành Luật PPP đến hết năm 2022, ghi nhận 17 dự án BOT nguồn điện áp dụng quy định chuyển tiếp tại Luật PPP với 12 nhà máy nhiệt điện và 5 nhà máy nhiệt điện tua-bin khí hóa hơi (gọi tắt là điện khí).
Đáng chú ý, chín dự án trong đó vẫn chưa thể xác định tiến độ hoàn thành gồm nhiệt điện Vũng Áng 2, Sông Hậu II, Vĩnh Tân III, Nam Định 1, Quảng Trị, Sơn Mỹ I & II, điện khí Quảng Trị và Dung Quất II. Riêng ba dự án điện khí Sơn Mỹ I, II và Quảng Trị chưa có tổng mức đầu tư cụ thể.
