8 'ông lớn' điện LNG tỷ đô cùng xin Quốc hội cơ chế đặc thù

Liên danh Tập đoàn T&T – Công ty CP Năng lượng Hanwha – Tổng công ty khí Hàn Quốc – Tổng công ty điện lực Nam Hàn Quốc (Hải Lăng), Công ty CP Điện khí LNG Thái Bình, Công ty CP Điện khí LNG Quảng Ninh, Công ty TNHH Tập đoàn năng lượng Long An và Công ty TNHH Điện Ô Môn II, vừa ký chung bản kiến nghị gửi Chủ tịch Quốc hội Trần Thanh Mẫn, đề xuất một số cơ chế, chính sách nhằm tháo gỡ khó khăn cho các dự án điện.

Đây là chủ đầu tư của các dự án LNG tỷ đô Hải Lăng, Long An, Quảng Ninh, Thái Bình, Ô Môn II. Bốn trong năm dự án điện khí LNG này đã được Thủ tướng phê duyệt trong danh mục các dự án quan trọng, ưu tiên đầu tư của ngành điện.

Những nút thắt

Theo Điều chỉnh quy hoạch điện VIII, công suất điện khí dự kiến tăng mạnh: nguồn khí trong nước từ 7GW hiện nay lên 16GW vào năm 2030; nguồn LNG nhập khẩu từ 0,8GW lên 22,5GW.

Tuy nhiên, theo nhóm nhà đầu tư, tới nay mới chỉ có hai nhà máy LNG Nhơn Trạch 3 & 4 có khả năng hoàn thành đúng tiến độ, Ô Môn 4 (sử dụng khí Lô B) mới khởi công.

Hàng loạt dự án trọng điểm khác như LNG Hải Lăng, Quảng Ninh, Thái Bình, Long An, Hiệp Phước, Hải Phòng hay Ô Môn II vẫn “đứng yên” vì vướng đàm phán hợp đồng mua bán điện (PPA), hợp đồng cung cấp khí (GSA), thu xếp vốn và thủ tục đầu tư.

Toàn cảnh tiến độ như vừa nêu không chỉ gây rủi ro mất cân đối cung – cầu điện trong giai đoạn tới, mà còn ảnh hưởng nghiêm trọng tới tiến trình phát triển năng lượng tái tạo, nhất là khi điện khí LNG vốn giữ vai trò “nguồn chạy nền” giúp đảm bảo hệ thống vận hành ổn định (bên cạnh điện gió, điện mặt trời mang tính biến động).

Đáng chú ý, trong bối cảnh áp lực tiến độ ngày càng đè nặng, vẫn tồn tại một số “điểm nghẽn” góp phần dẫn tới tình trạng chuyển động chậm tại nhiều dự án điện khí như chưa có cơ chế phí công suất để nhà đầu tư có nguồn thu cố định đảm bảo trả nợ quốc tế, chưa rõ quy định chuyển nghĩa vụ bao tiêu khí từ nhà đầu tư sang Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) dẫn tới rủi ro tài chính dồn về doanh nghiệp.

Thách thức tiếp theo đối với các dự án điện khí, theo nhóm nhà đầu tư, là việc chưa có cơ chế thanh toán ngoại tệ và bù tỷ giá (trong khi chi phí mua LNG chủ yếu bằng USD), cũng như thiếu quy định về chấm dứt và mua lại dự án nếu ngừng hoạt động không do lỗi chủ đầu tư – điều kiện then chốt trong chuẩn tín dụng quốc tế.

Điều này lý giải một phần trạng thái các tổ chức tín dụng quốc tế "chần chừ" tham gia tài trợ cho dự án.

Khơi dòng vốn quốc tế cách nào?

Bộ Công thương trong dự thảo nghị quyết tháo gỡ cho năng lượng trình Quốc hội mới đây cũng đã đề xuất nâng sản lượng điện hợp đồng tối thiểu dài hạn (Qc) đối với các dự án điện LNG nhập khẩu từ mức 65% lên không thấp hơn 75%, áp dụng trong thời gian trả nợ gốc và lãi vay, nhưng không quá 10 năm kể từ ngày vận hành thương mại…

Theo bộ này, đây là giải pháp cân bằng lợi ích, vừa đáp ứng yêu cầu tài chính, vừa giới hạn nghĩa vụ bao tiêu của phía Việt Nam.

Tuy nhiên, các nhà đầu tư cho rằng mức 75% vẫn chưa đủ, vì chưa bao quát hết các vấn đề then chốt trong cấu trúc tài chính và hợp đồng PPA. Do đó, nhóm doanh nghiệp kiến nghị nâng sản lượng hợp đồng tối thiểu lên 90%, kéo dài áp dụng trong toàn bộ thời hạn hợp đồng, để đảm bảo tính khả thi trong thu xếp vốn quốc tế, đồng thời thiết lập cơ chế phí công suất, áp dụng giá điện hai thành phần (điện năng và công suất) theo Luật Điện lực 2024.

Cần nhắc lại, một trong những vướng mắc trọng yếu trong đàm phán hợp đồng PPA các dự án điện khí, LNG đều liên quan đến cam kết sản lượng hợp đồng (tổng sản lượng điện mua hàng năm - Qc).

Theo đó, 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. Tuy nhiên, về phía mình, EVN mới đây đã khẳng định không thể cam kết với chủ đầu tư do có thể mang lại rủi ro lớn trong tương lai.

Nguyên nhân, như ông Ngô Sơn Hải, Phó tổng giám đốc EVN từng chỉ ra là viễn cảnh 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 có một số vướng mắc liên quan đến việc các chủ đầu tư ngoại có đề xuất hợp đồng PPA áp dụng theo luật nước ngoài (Vương quốc Anh hoặc Singapore) và bảo lãnh Chính phủ về chuyển đổi ngoại tệ…

Đặc biệt, nhà đầu tư kiến nghị các nội dung vốn chưa thể xử lý nhiều năm qua, như chuyển nghĩa vụ bao tiêu nhiên liệu sang EVN (nhằm đảm bảo nhà máy có thể hoàn thành cam kết với nhà cung cấp khí), quy định thanh toán bằng đồng Việt Nam nhưng tính theo USD, có cơ chế bù chênh lệch tỷ giá để tránh rủi ro biến động ngoại tệ; cam kết mua lại nhà máy khi chấm dứt không do lỗi của chủ đầu tư (bao gồm cả dư nợ gốc, lãi tích lũy và phần vốn chưa thu hồi – đảm bảo an toàn tín dụng và ổn định hệ thống điện).

Đồng thời, doanh nghiệp đề xuất cho phép hợp đồng dự án được lập song ngữ Việt – Anh và áp dụng luật quốc tế khi cần thiết để đảm bảo tính minh bạch. Các dự án LNG cũng cần được công nhận là nguồn điện chuyển đổi, có khả năng chuyển sang sử dụng nhiên liệu mới như hydro hoặc amoniac trong tương lai, phù hợp với mục tiêu giảm phát thải.

Hiện nay, ngoại trừ Nhơn Trạch 3, 4 và Hiệp Phước, phần lớn các dự án LNG lớn như Nghi Sơn, Quỳnh Lập, Cà Ná vẫn chưa thể chọn được nhà đầu tư do thiếu cơ chế bảo đảm dòng tiền và bảo lãnh Chính phủ.

Theo các nhà đầu tư, nhóm cơ chế đặc thù này không chỉ tháo gỡ bế tắc hiện nay mà còn đặt nền móng cho thị trường điện khí LNG cạnh tranh, minh bạch và chuẩn quốc tế. Nếu được thông qua trong kỳ họp Quốc hội cuối năm 2025, các dự án điện khí có thể thu hút dòng vốn quốc tế lớn, đảm bảo thực thi Quy hoạch điện VIII điều chỉnh và củng cố nền tảng an ninh năng lượng quốc gia.

“Chúng tôi cũng mong muốn có cuộc họp trực tiếp với cơ quan của Quốc hội, Chính phủ và các bộ ngành để trình bày cụ thể hơn các đề xuất này trong tháng 10/2025”, đại diện nhóm nhà đầu tư nhấn mạnh.

Bài toán quản lý và phát triển năng lượng đang tới điểm cao trào để tìm ra lời giải vừa phải đáp ứng nhu cầu tăng trưởng điện cho nền kinh tế, vừa phải chuyển dịch sang năng lượng sạch theo cam kết quốc tế.

Trong bức tranh đó, điện khí LNG được xem là nguồn trung gian chiến lược – cầu nối giữa hiện tại sử dụng nhiên liệu hóa thạch và tương lai năng lượng tái tạo. Nhưng để nguồn cầu nối này thật sự hoạt động, một khung chính sách minh bạch và đủ sức hút vốn là điều không thể thiếu.