Gỡ nút thắt điện khí LNG: EVN đề xuất loạt giải pháp

EVN đề nghị sửa tổng thể các quy định liên quan

Tại Quy hoạch điện VIII và Điều chỉnh Quy hoạch điện VIII, điện chạy khí LNG có vai trò khá lớn khi vừa thay thế dần điện than, vừa đóng vai trò nguồn điện nền linh hoạt để hỗ trợ năng lượng tái tạo. Tuy nhiên, dù danh sách các dự án điện khí LNG trong Quy hoạch điện khá dài nhưng thực tế các dự án vẫn đang loay hoay ở vòng đàm phán, thu xếp vốn hoặc chưa thể chốt được hợp đồng mua bán điện (PPA).

Điểm nghẽn lớn nhất nằm ở bài toán tài chính. Các dự án LNG có suất đầu tư rất lớn, phụ thuộc lớn vào vốn vay. Tuy nhiên các tổ chức tín dụng quốc tế chỉ giải ngân nếu dòng tiền đủ chắc chắn trong dài hạn. Điều này kéo theo yêu cầu về cơ chế “bao tiêu” sản lượng điện, hay còn gọi là sản lượng điện hợp đồng tối thiểu dài hạn (Qc).

Trong dự thảo sửa đổi Nghị định 56/2025/NĐ-CP và Nghị định 100/2025/NĐ-CP, Bộ Công Thương đề xuất nâng mức Qc tối thiểu từ 65% lên 75% sản lượng điện phát bình quân nhiều năm của dự án và kéo dài thời gian áp dụng từ 10 năm lên tối đa 15 năm. Mục tiêu là giúp nhà đầu tư dễ thu xếp vốn hơn.

Tuy nhiên, trong quá trình góp ý cho dự thảo vẫn có nhiều quan điểm trái ngược nhau khi chủ đầu tư các dự án điện khí LNG hiện nay cho rằng mức 75% vẫn chưa đủ để bankable (đủ khả năng vay vốn), còn đơn vị mua buôn điện duy nhất hiện nay là Tập đoàn Điện lực (EVN) lại cảnh báo rằng, việc nâng Qc quá cao có thể đẩy chi phí toàn hệ thống tăng mạnh.

Cũng thay vì chỉ nâng tỷ lệ Qc và kéo dài thời gian áp dụng như Dự thảo, EVN cho rằng, cần nhìn bài toán LNG ở góc độ tổng thể hơn, từ thiết kế thị trường điện, cơ chế huy động, đến cân bằng cung - cầu hệ thống.

Sở dĩ vậy là bởi theo EVN, ngay cả với mức Qc 65% hiện hành, đã có thời điểm xuất hiện tình trạng “over contract” - tức sản lượng điện hợp đồng cao hơn nhu cầu huy động thực tế của hệ thống. Khi đó, dù nhà máy không phát điện hoặc phát ít, bên mua điện vẫn phải thanh toán theo cam kết hợp đồng.

Hiện loại hình điện chạy LNG đang có giá mua điện cao nhất trong các nguồn điện đang hoạt động, nên nếu Qc tiếp tục nâng lên 75% thì nghĩa vụ thanh toán sẽ lớn hơn, trong khi chưa chắc giải quyết được triệt để bài toán huy động vốn mà nhà đầu tư mong muốn mà chi phí mua điện bình quân lại bị đội lên đáng kể.

Đó là chưa kể hiện đang tồn tại sự thiếu đồng nhất trong cách hiểu về Qc. Cụ thể, Luật Điện lực chỉ quy định đây là mức sản lượng điện thấp nhất trong hợp đồng kỳ hạn, nhưng không nói rõ có gắn với nghĩa vụ thanh toán hay không. Trong khi đó, theo thiết kế thị trường điện hiện nay, “sản lượng điện hợp đồng” lại mang bản chất là sản lượng cam kết trả tiền, bất kể nhà máy có được huy động phát điện hay không.

Khoảng trống pháp lý này, theo EVN cũng khiến quá trình đàm phán giữa bên mua điện và bên bán điện thường rơi vào khó khăn, đặc biệt với các dự án ngoài EVN.

“Việc đàm phán Qc giữa bên mua điện và bên bán điện thường không thể đạt được sự thống nhất do mâu thuẫn lợi ích”, EVN nêu trong văn bản góp ý gửi Bộ Công Thương. Từ thực tế đó, EVN cũng đề xuất quy định một mức cụ thể ngay trong nghị định để thuận lợi triển khai.

Tuy nhiên, Bộ Công Thương không đồng tình, cho rằng hợp đồng mua bán điện là thỏa thuận thương mại và cần để các bên tự đàm phán theo nguyên tắc thị trường.

Sửa 1 nút thắt không gỡ được cả mớ bòng bong

Trong bản tổng hợp, giải trình ý kiến góp ý của các nơi liên quan đến sửa đổi Nghị định số 56 và Nghị định 100, Bộ Công thương cũng nhiều lần nhấn mạnh việc đề nghị này, đề xuất kia không nằm trong phạm vi lấy ý kiến lần này nên không tiếp thu. Đó là bởi phạm vi sửa đổi lần này chỉ liên quan đến hai điểm là mức Qc cam kết từ 65% lên 75% và thời gian áp dụng là từ 10 năm lên 15 năm.

Tuy nhiên trên thực tế thì để một dự án điện khí LNG nói riêng được thông đồng bén giọt vấn đề không chỉ dừng lại ở 2 điểm này, mà sâu xa hơn là cách thiết kế toàn bộ cơ chế vận hành thị trường điện trong giai đoạn chuyển đổi năng lượng.

Đơn cử như góp ý của EVN về cơ chế bảo đảm tiêu thụ LNG khi đã có cam kết Qc. Đó là bởi nếu chấp nhận “take-or-pay” - tức đã cam kết mua thì phải trả tiền, kể cả không sử dụng hết thì để không lãng phí, cần phải có quy định việc lập phương thức huy động tương ứng với Qc đã cam kết của các nhà máy điện.

“Tăng cường công tác tính toán cân bằng cung - cầu ngắn hạn, trung hạn và dài hạn theo từng vùng miền để đảm bảo việc đưa vào vận hành và giao Qc cho các NMĐ LNG sát với nhu cầu hệ thống, qua đó đảm bảo huy động hết sản lượng cam kết, phù hợp với lượng LNG tiêu thụ, tránh tình trạng phải trả tiền cho lượng khí LNG không được huy động phát điện”, là góp ý của EVN tới Bộ Công thương.

Đáng nói là nhiều chủ đầu tư LNG như Hải Lăng, Ô Môn 2, Marubeni hay Tokyo Gas cũng đồng loạt cảnh báo rằng, nếu không có cơ chế bảo đảm huy động đủ sản lượng hoặc chuyển ngang chi phí nhiên liệu hiệu quả, việc nâng Qc lên 75% vẫn chưa đủ để các dự án có thể “đóng tài chính”.

Thực tế này cho thấy, nếu quy hoạch nguồn điện không bám sát tăng trưởng phụ tải, hệ thống có thể rơi vào tình trạng dư thừa công suất cục bộ nhưng vẫn thiếu điện ở nơi khác. Khi đó, các nhà máy LNG có giá thành cao sẽ càng khó được huy động, kéo theo nguy cơ phát sinh chi phí hợp đồng khổng lồ mà cuối cùng người tiêu dùng điện phải gánh.

Hiện cũng mới có duy nhất Nhà máy điện khí LNG Nhơn Trạch 3 và 4 của Tổng công ty Điện lực Dầu khí Việt Nam - công ty con của Tập đoàn Công nghiệp - Năng lượng quốc gia Việt Nam (Petrovietnam) là đi tới đích. Còn các dự án khác vẫn đang loay hoay đàm phán PPA và chưa ra được các bước triển khai trên hiện trường, dù có những dự án được cấp chủ trương đầu tư từ năm 2020.

Với sự khác biệt về mục tiêu khi Nhà đầu tư muốn cơ chế đủ chắc chắn để vay vốn; EVN lo áp lực chi phí mua điện tăng cao; Bộ Công Thương lo cân bằng giữa an ninh năng lượng, hay người tiêu dùng cuối cùng lại kỳ vọng giá điện đừng đắt thì muốn các dự án điện chạy LNG đi nhanh về đích, không thể chỉ sửa một tỷ lệ Qc và thời gian áp dụng

Điều cần hơn là một cơ chế vận hành đồng bộ, minh bạch và đủ khả năng chia sẻ rủi ro giữa Nhà nước, doanh nghiệp và thị trường.