Luật Điện lực sửa đổi: Kỳ vọng gỡ “nút thắt” cho các dự án điện khí LNG

Theo Quy hoạch điện VIII điều chỉnh, Việt Nam đặt mục tiêu phát triển hơn 36 nghìn MW điện khí LNG nhập khẩu từ nay đến năm 2035 nhưng cho đến nay, mới chỉ có dự án nhà máy Điện khí LNG Nhơn Trạch 3&4 đã đi vào vận hành thương mại trong khi khoảng 18 dự án điện LNG khác vẫn đang đối mặt với nhiều khó khăn. Trong bối cảnh đó, Dự án Luật sửa đổi, bổ sung một số điều của Luật Điện lực đang được Quốc hội khóa XVI xem xét tại Kỳ họp thứ 2 và dự kiến biểu quyết thông qua vào ngày 20/11/2026 được kỳ vọng sẽ gỡ bỏ được những "nút thắt" cho các dự án LNG.

* Nút thắt lớn hợp đồng PPA

Là doanh nghiệp đang đầu tư vào lĩnh vực điện khí LNG tại Việt Nam, Công ty cổ phần Điện khí LNG Thái Bình (gồm ba cổ đông: Công ty Tokyo Gas của Nhật Bản chiếm 40%; Công ty Điện lực Kyuden International của Nhật Bản chiếm 30%; Tập đoàn Trường Thành Việt Nam – TTVN Group chiếm 30%) đã khởi công xây dựng Dự án nhà máy Điện LNG Thái Bình tại tỉnh Hưng Yên từ ngày 10/10/2025 với tổng vốn đầu tư khoảng 2,69 tỷ USD.

Với tổng công suất 1.500 MW, dự án gồm hai tổ máy tuabin khí chu trình hỗn hợp hiệu suất cao, sử dụng nhiên liệu khí thiên nhiên hóa lỏng (LNG) – giúp giảm mạnh phát thải CO₂, NOx, PM 2.5, không phát thải SO₂, phù hợp cam kết phát thải ròng bằng "0" vào năm 2050 theo tuyên bố của Việt Nam tại COP26. Đây là dự án trọng điểm chiến lược về năng lượng, góp phần đảm bảo an ninh điện cho miền Bắc khi hệ thống điện quốc gia hiện đối mặt với nguy cơ thiếu hụt nguồn cung ở miền Bắc – khu vực chiếm khoảng 40% tổng nhu cầu điện quốc gia, với tốc độ tăng trưởng bình quân trên 10% mỗi năm.

Tuy nhiên, giống như rất nhiều dự án điện khí LNG khác đang được triển khai theo Quy hoạch Điện VIII điều chỉnh, Dự án nhà máy Điện LNG Thái Bình cũng đang gặp khó khăn.

Ông Lê Đình Chiển, Giám đốc phụ trách trong nước Công ty cổ phần Điện khí LNG Thái Bình cho biết, khó khăn lớn với các nhà đầu tư tư nhân điện khí LNG hiện nay vẫn là việc “chốt” hợp đồng mua bán điện (PPA) với Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN). Thực tế là các điều kiện trong hợp đồng PPA hiện nay chưa đảm bảo các yêu cầu của bên cho vay về việc thu hồi vốn đầu tư và khả năng trả nợ của nhà đầu tư.

“Các nhà đầu tư tư nhân sẵn sàng chấp nhận các rủi ro có thể kiểm soát trong tổng thể, nhưng không phải là các rủi ro không thể kiểm soát”, ông Lê Đình Chiển khẳng định.

Chỉ ra những khó khăn trong phát triển điện khí LNG, Tiến sĩ Nguyễn Quốc Thập, Chủ tịch Hội Dầu khí Việt Nam chỉ rõ, các dự án điện khí LNG thường có tổng mức đầu tư lên tới hàng tỷ USD nhưng hợp đồng PPA hiện chưa đáp ứng đầy đủ các yêu cầu về khả năng tài trợ vốn của các tổ chức tín dụng quốc tế. Các vấn đề liên quan đến cam kết thanh toán, chuyển đổi ngoại tệ, phân chia rủi ro và giải quyết tranh chấp cần được hoàn thiện theo hướng minh bạch, có tính ổn định và phù hợp với thông lệ quốc tế.

Bên cạnh đó, mặc dù giá LNG nhập khẩu chịu tác động trực tiếp từ thị trường quốc tế, tỷ giá và chi phí vận chuyển nhưng cơ chế điều chỉnh giá điện và chuyển ngang chi phí chưa đủ linh hoạt khiến nhà đầu tư điện LNG phải đối mặt với rủi ro lớn về tài chính.

*Rủi ro cần được chia sẻ

Ông Nguyễn Tài Anh, Phó Tổng Giám đốc Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) khẳng định trong đầu tư nhà máy điện LNG, không thể đẩy hết rủi ro cho 1 bên được. Với mục tiêu cao nhất là đảm bảo điện cho tăng trưởng kinh tế cao, “nguyên tắc vẫn phải là lợi ích hài hoà, rủi ro chia sẻ”. Hiện EVN, Tập đoàn Công nghiệp-Năng lượng Quốc gia Việt Nam (Petrovietnam), Tổng Công ty Khí Việt Nam (PV GAS), Tổng Công ty Điện lực Dầu khí Việt Nam và các đơn vị liên quan đã có sự phối hợp tốt dưới sự chỉ đạo của Bộ Công Thương và Chính phủ. Tuy nhiên, mỗi đơn vị, mỗi ngành đều có đặc thù riêng; hợp đồng PPA và hợp đồng mua bán khí cũng có những thông lệ quốc tế và đặc thù khác nhau.

Theo Phó Tổng giám đốc EVN Nguyễn Tài Anh, để huy động hiệu quả các dự án LNG và bảo đảm vận hành hệ thống điện, các dự án LNG phải phù hợp với nhu cầu của hệ thống điện về công suất, vị trí và quy mô, đồng thời có hệ thống lưới điện đồng bộ để giải tỏa công suất.

Bên cạnh đó, các dự án LNG phải bảo đảm tính đồng bộ của toàn chuỗi cung ứng LNG, từ nguồn nhiên liệu, kho cảng LNG, hệ thống tái hóa khí, đường ống dẫn khí đến các nhà máy điện. Không nên để mỗi nhà máy điện phải đầu tư một cảng nhập LNG riêng, bởi chi phí đầu tư rất lớn, có thể lên tới hàng tỷ USD. Ngoài ra, cần đồng bộ cơ chế giá điện, hợp đồng mua bán khí (GSPA) và hợp đồng PPA với các quy định của thị trường điện, Phó Tổng giám đốc EVN Nguyễn Tài Anh đề xuất.

Từ kinh nghiệm quốc tế, ông Phillip Cornell, chuyên gia tư cấp cao của Trung tâm Năng lượng Toàn cầu, Atlantic Council đề xuất lộ trình cải cách điện khí LNG của Việt Nam với 3 trọng tâm. Thứ nhất là tạo sự ổn định và khả năng dự báo cho các cam kết công suất và đầu tư dài hạn, trong đó gắn các cam kết dài hạn với nhu cầu đầu tư và tổng chi phí hệ thống. Thứ hai là thiết lập các nguyên tắc đáng tin cậy về nhiên liệu và huy động, trong đó phối hợp đồng bộ các cam kết nhiên liệu, tiếp cận kho cảng, huy động nguồn điện và nghĩa vụ thanh toán trên toàn chuỗi giá trị. Thứ ba là tạo điều kiện cho hạ tầng dùng chung và mở rộng theo từng giai đoạn, trong đó thực hiện cam kết công suất, minh bạch khả năng tiếp cận của bên thứ ba và cho phép giao dịch công suất chưa sử dụng.

Để tháo gỡ khó khăn cho các dự án nguồn điện LNG, Tiến sĩ Nguyễn Quốc Thập đề xuất xây dựng cơ chế giá điện LNG theo thị trường cũng như chấp nhận cơ chế mua bán điện trực tiếp (DPPA) giữa người mua và người bán; trong đó EVN là một người mua, thay vì là người mua duy nhất. Đặc biệt, Luật Điện lực sửa đổi cần xem xét đưa một số nhà máy điện LNG quan trọng vào danh mục các nhà máy điện đa mục tiêu, được vận hành tải nền ổn định, được đảm bảo huy động, làm cơ sở để triển đàm phán ký kết các hợp đồng cung cấp LNG dài hạn, khối lượng lớn với giá thành cạnh tranh nhất nhằm cung cấp nhiên liệu cho sản xuất điện với chi phí tối ưu.

Ngoài ra, Hội Dầu khí Việt Nam cũng đề nghị có cơ chế giá điện, giá công suất, giá dịch vụ phụ trợ hệ thống điện, giá lưu trữ điện, giá dịch vụ truyền tải điện và các cơ chế thanh toán khác phù hợp với từng loại hình dự án điện; có cơ chế giá điện hoặc cơ chế thanh toán phù hợp đối với nguồn điện nền, điện khí LNG nhằm đảm bảo khả năng thu hồi vốn và huy động vốn cho các dự án phát triển điện lực.

Giải trình ý kiến đại biểu Quốc hội tại phiên thảo luận ở hội trường về Dự án Luật Điện lực sửa đổi chiều 3/11/2026, Bộ trưởng Bộ Công Thương Lê Mạnh Hùng cho biết, Dự thảo Luật Điện lực sửa đổi đã bổ sung các quy định nhằm kiểm soát rủi ro giữa các bên tham gia, nhất là đối với những dự án có quy mô vốn lớn như dự án điện khí LNG. Dự thảo Luật đưa ra cơ chế chia sẻ rủi ro, tạo điều kiện cho nhà đầu tư nhưng đồng thời phải bảo đảm trách nhiệm của các bên.

“Không thể tất cả những rủi ro trong quá trình đầu tư lại được chuyển sang phía Nhà nước và cuối cùng là sẽ được tính vào chi phí của người dân được”, Bộ trưởng Lê Mạnh Hùng nhấn mạnh.

Về cơ cấu giá điện, dự thảo luật bổ sung cơ chế giá công suất nhằm bảo đảm khả năng dự phòng và cung ứng đủ công suất. Theo đó, đối với các nguồn điện nền, công suất lớn, ngoài phần công suất khả dụng được huy động theo thị trường, chi phí liên quan đến công suất cũng có thể được tính toán trong cơ cấu giá. Đối với đàm phán hợp đồng mua bán điện, dự thảo quy định việc đàm phán căn cứ kết quả đấu thầu dự án và giá điện nằm trong khung giá điện. Đây là cơ sở để rút ngắn thời gian đàm phán, thúc đẩy tiến độ ký kết hợp đồng mua bán điện, Bộ trưởng Lê Mạnh Hùng nhấn mạnh.