Thế trận điện khí LNG: Cuộc 'giằng co lợi ích' giữa 3 nhà

2 giờ trướcBài gốc

Toàn cảnh dự án nhà máy điện Nhơn Trạch 3 và Nhơn Trạch 4. Ảnh: VGP/Vũ Phong

Trong Quy hoạch điện VIII điều chỉnh, điện khí LNG được xác định là một cấu phần quan trọng nhằm bảo đảm an ninh năng lượng và hỗ trợ vận hành hệ thống điện trong bối cảnh tỷ trọng năng lượng tái tạo tăng nhanh.

Với vai trò nguồn điện nền linh hoạt, LNG được kỳ vọng bù đắp cho tính biến động của điện gió và điện mặt trời, đồng thời giảm áp lực lên các nguồn nhiệt điện truyền thống.

Tuy nhiên, để hiện thực hóa vai trò này, cơ quan quản lý đối mặt với bài toán thu hút được dòng vốn tư nhân cho các dự án LNG quy mô lớn mà không làm suy yếu các nguyên tắc của thị trường điện cạnh tranh.

Trong bối cảnh đó, Bộ Công thương đề xuất điều chỉnh cơ chế sản lượng điện hợp đồng tối thiểu (Qc) trong dự thảo sửa đổi Nghị định 56/2025/NĐ-CP – khung pháp lý điều chỉnh hợp đồng mua bán điện – như một giải pháp trung gian nhằm tháo gỡ điểm nghẽn tài chính, nhưng không quay lại mô hình bảo lãnh và bao tiêu kiểu BOT trước đây.

Không quay lại mô hình BOT điện

Trong Quy hoạch điện VIII điều chỉnh, điện khí LNG được xác định là một cấu phần quan trọng nhằm bảo đảm an ninh năng lượng và hỗ trợ vận hành hệ thống điện có tỷ trọng năng lượng tái tạo ngày càng cao. LNG được kỳ vọng đóng vai trò nguồn điện nền linh hoạt, bù đắp cho sự biến động của điện gió và điện mặt trời.

Tuy nhiên, theo các văn bản giải trình của Bộ Công thương, thách thức lớn nhất là thu hút được dòng vốn tư nhân cho LNG mà không làm suy giảm các nguyên tắc của thị trường điện cạnh tranh.

Những kinh nghiệm từ các dự án BOT điện trước đây – với bảo lãnh Chính phủ và cơ chế bao tiêu – được cơ quan quản lý đánh giá là khó lặp lại trong bối cảnh dư địa tài khóa thu hẹp và định hướng giảm can thiệp hành chính vào thị trường điện.

Vì vậy, Bộ Công thương lựa chọn phương án điều chỉnh Qc theo hướng nâng tỷ lệ và kéo dài thời gian áp dụng, nhằm cải thiện khả năng thu xếp vốn cho dự án, đồng thời nhấn mạnh rằng Qc không đồng nghĩa với nghĩa vụ huy động hay nghĩa vụ thanh toán vô điều kiện.

Theo Bộ Công thương, sản lượng điện hợp đồng tối thiểu dài hạn chỉ mang tính cam kết tài chính về chính sách, không gắn với điều độ vật lý và không phải cơ chế take-or-pay như trong các hợp đồng BOT trước đây.

Trong các kiến nghị gửi Bộ Công thương và Chính phủ, nhiều chủ đầu tư dự án LNG cho rằng mức Qc hiện hành và đề xuất điều chỉnh vẫn chưa đủ để bảo đảm khả năng vay vốn dài hạn.

Các dự án điện khí LNG có suất đầu tư lớn, thời gian hoàn vốn kéo dài 20–25 năm và phụ thuộc vào LNG nhập khẩu theo các hợp đồng dài hạn với điều khoản take-or-pay chặt chẽ. Trong khi đó, việc huy động điện lại phụ thuộc vào điều độ hệ thống, không nằm trong quyền kiểm soát của chủ đầu tư.

Theo các kiến nghị, ngay cả phương án Qc 75% trong tối đa 15 năm cũng chưa tạo ra dòng tiền đủ “chắc” để các tổ chức tín dụng quốc tế chấp nhận.

Những quan điểm này được nêu ra bởi một loạt nhà đầu tư lớn đang triển khai hoặc chuẩn bị triển khai các dự án LNG trọng điểm, trong đó có AES (dự án Sơn Mỹ 1), Delta Offshore Energy (dự án LNG Bạc Liêu), liên danh GS Energy và VinaCapital (dự án Long An I & II), cũng như PV Power – chủ đầu tư chuỗi dự án Nhơn Trạch 3 và 4.

Nhà đầu tư xung đột EVN

Theo các doanh nghiệp này, vấn đề cốt lõi không chỉ nằm ở tỷ lệ Qc mà là nghĩa vụ thanh toán rõ ràng, có hiệu lực pháp lý và khả năng thực thi, đủ để các ngân hàng coi đó là dòng tiền ổn định trong giai đoạn trả nợ.

Chính tại điểm này, quan điểm của nhà đầu tư bắt đầu xung đột trực tiếp với EVN - đơn vị mua điện duy nhất trên thị trường.

Từ góc nhìn của EVN, Qc càng cao thì rủi ro “over-contract” càng lớn: hệ thống không huy động điện nhưng vẫn phát sinh nghĩa vụ thanh toán. Theo các kịch bản vận hành được EVN và đơn vị điều độ xây dựng, khi Qc vượt ngưỡng nhất định, chi phí mua điện không gắn với sản lượng thực tế có thể tăng đáng kể, đặc biệt trong các kịch bản phụ tải thấp hoặc trung bình.

EVN vì thế bày tỏ quan điểm thận trọng với việc đẩy Qc lên mức cao và không ủng hộ việc gắn Qc với nghĩa vụ huy động hay bao tiêu nhiên liệu LNG. Theo EVN, những cơ chế này sẽ chuyển phần lớn rủi ro thị trường và điều độ sang bên mua điện, trong khi công cụ phân bổ và định giá rủi ro của thị trường điện còn hạn chế.

Nói cách khác, các nhà đầu tư LNG mong muốn EVN đóng vai trò bên mua điện bảo đảm dòng tiền dài hạn cho dự án, trong khi EVN lại muốn giữ vị trí người mua theo cơ chế thị trường, chỉ thanh toán cho sản lượng điện thực tế được huy động, thay vì gánh rủi ro tài chính dài hạn của nhà máy.

Cốt lõi của những khác biệt này nằm ở chỗ các dự án điện khí LNG được yêu cầu tham gia thị trường điện, chịu rủi ro huy động và biến động phụ tải, trong khi bản thân dự án lại cần một cấu trúc doanh thu ổn định, dài hạn để thu xếp vốn và trả nợ.

Nhà nước cần LNG để giữ ổn định hệ thống điện, nhà đầu tư cần LNG có dòng tiền đủ ổn định để thu xếp vốn dài hạn trong khi EVN cần LNG tham gia vào thị trường mà không làm gia tăng chi phí hệ thống ngoài tầm kiểm soát.

Việc Bộ Công thương không đưa các cơ chế bao tiêu, bảo lãnh thanh toán hay chia sẻ rủi ro nhiên liệu vào nghị định sửa đổi cho thấy thông điệp chính sách rõ ràng: Nhà nước chỉ điều chỉnh ở mức cần thiết để khơi thông đầu tư, phần còn lại được kỳ vọng sẽ được giải quyết thông qua hợp đồng mua bán điện và sự phát triển của thị trường điện.

Tuy nhiên, trong bối cảnh thị trường điện Việt Nam vẫn đang hoàn thiện, Qc tiếp tục trở thành điểm tựa chính sách quan trọng, dù chỉ mang tính tạm thời, để cân bằng giữa các lợi ích chưa đồng nhất.

Trong nhóm các dự án điện khí LNG quy mô lớn đã được xác lập trong Quy hoạch điện VIII, nhiều nhà đầu tư đứng sau đều đã có kiến nghị chính thức liên quan đến cơ chế Qc và nghĩa vụ thanh toán.

Với dự án Sơn Mỹ 1 tại Lâm Đồng, Tập đoàn AES (Mỹ) cho rằng cơ chế sản lượng điện hợp đồng tối thiểu hiện hành chưa đủ để bảo đảm khả năng thu xếp vốn quốc tế. Trong các kiến nghị gửi cơ quan quản lý, AES đề xuất nâng tỷ lệ Qc và kéo dài thời gian áp dụng tương ứng với thời hạn vay, đồng thời làm rõ nghĩa vụ thanh toán của bên mua điện trong giai đoạn trả nợ.

Tại dự án LNG Bạc Liêu, Delta Offshore Energy nhiều lần bày tỏ quan ngại rằng, ngay cả khi Qc được nâng lên, việc thiếu các cam kết thanh toán có tính thực thi cao vẫn khiến các tổ chức tín dụng dè dặt. Nhà đầu tư này kiến nghị cần một cơ chế Qc đủ cao và đủ dài để tạo dòng tiền ổn định, phù hợp với cấu trúc hợp đồng LNG nhập khẩu dài hạn.

Ở khu vực phía Nam, liên danh GS Energy và VinaCapital – chủ đầu tư các dự án Long An I và II – tập trung kiến nghị về sự lệch pha giữa hợp đồng LNG take-or-pay và cơ chế huy động điện theo thị trường. Theo nhóm này, nếu không có sản lượng hợp đồng tối thiểu đủ lớn và ổn định, rủi ro tài chính sẽ dồn toàn bộ về phía nhà đầu tư trong khi họ không kiểm soát được khối lượng điện được huy động.

Với các dự án Nhơn Trạch 3 và 4, PV Power cũng đề xuất kéo dài thời gian áp dụng Qc để bảo đảm hiệu quả tài chính trong giai đoạn đầu vận hành. Dù có lợi thế là doanh nghiệp trong nước, PV Power cho rằng các dự án LNG đầu tiên vẫn cần một mức bảo đảm doanh thu nhất định để giảm rủi ro trong quá trình chuyển đổi sang cơ chế thị trường điện hoàn chỉnh.

Điểm chung trong các kiến nghị của nhóm nhà đầu tư là yêu cầu Qc đủ cao, đủ dài và gắn với khả năng thanh toán thực tế, nhằm đáp ứng tiêu chí của các ngân hàng cho vay.

Đối với LNG nhập khẩu, rào cản lớn nhất hiện nay là huy động vốn. Các tổ chức tín dụng quốc tế yêu cầu dự án có cam kết sản lượng điện tối thiểu dài hạn, cơ chế giá điện hai thành phần, bảo lãnh Chính phủ về ngoại tệ và thanh toán – những yếu tố Việt Nam chưa có khung pháp lý đầy đủ.

Mặc dù Chính phủ đã ban hành Nghị định 56, Nghị định 100 cùng các thông tư hướng dẫn trong năm 2025, nhưng ngoài Nhơn Trạch 3–4, Hiệp Phước và gần đây nhất là Cà Ná, vẫn còn các dự án quy mô lớn như Nghi Sơn, Quỳnh Lập chưa chọn được nhà đầu tư.

Thái Bình

Nguồn Nhà Quản Trị : https://theleader.vn/the-tran-dien-khi-lng-cuoc-giang-co-loi-ich-giua-3-nha-d45825.html