Phao cứu sinh cho dự án điện LNG và BOT ngành điện

Thêm cơ chế đặc thù cho điện LNG

Bộ Công thương vừa trình thẩm định dự thảo 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. Tài liệu này được xem là bước đi tiếp theo sau Quy hoạch điện VIII, nhằm xử lý hàng loạt vướng mắc tồn tại ở các dự án điện LNG, BOT điện và điện gió ngoài khơi – những lĩnh vực đã đình trệ nhiều năm do thiếu khung cơ chế ổn định.

Điểm đáng chú ý là 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% sản lượng điện phát bình quân nhiều năm. Cơ chế này áp dụng cho các dự án được nghiệm thu, vận hành trong giai đoạn từ khi Luật 61/2024/QH15 có hiệu lực đến trước ngày 1/1/2031 và duy trì trong thời gian trả nợ gốc, lãi vay, nhưng không quá 10 năm kể từ ngày vận hành thương mại.

Theo Bộ Công thương, thay đổi này phản ánh kiến nghị chung của các nhà đầu tư, đề xuất áp dụng cơ chế giá điện hai thành phần (công suất và điện năng), kèm cam kết bao tiêu sản lượng tối thiểu cao hơn nhằm đảm bảo khả năng trả nợ và thu xếp vốn. “Đây là giải pháp cân bằng lợi ích, vừa đáp ứng yêu cầu tài chính của dự án, vừa giới hạn rủi ro nghĩa vụ bao tiêu cho phía Việt Nam,” văn bản nêu rõ.

Dù một số kiến nghị được đáp ứng, Bộ Công thương cũng bác bỏ những đề xuất được cho là “thiên về lợi ích nhà đầu tư”, trong đó có các cơ chế từng áp dụng cho dự án BOT trước đây. Bộ khẳng định, các dự án điện LNG nhập khẩu hiện là dự án độc lập (IPP), không thuộc nhóm PPP hay BOT, nên không thể áp dụng cơ chế bảo lãnh tương tự.

Công ty CP Điện khí LNG Thái Bình đề nghị áp dụng cơ chế bảo đảm chuyển đổi ngoại tệ, tương tự như các dự án BOT theo Luật PPP. Bộ Công thương cho biết với các dự án IPP, cần ý kiến của Ngân hàng Nhà nước do liên quan dự trữ ngoại hối và quy định pháp luật về ngoại hối.

Trong khi đó, Công ty CP Năng lượng VinEnergo đề xuất Qc không thấp hơn 75% trong suốt thời hạn trả nợ gốc, lãi vay – tối đa 25 năm. Bộ đánh giá kiến nghị này “chưa đảm bảo hài hòa lợi ích” và khẳng định nghị quyết chỉ quy định mức cam kết tối thiểu, còn tỷ lệ thực tế phụ thuộc vào đàm phán giữa các bên.

Phải cân bằng rủi ro giữa nhà nước và nhà đầu tư

Điểm nóng khác của dự thảo là vấn đề pháp luật điều chỉnh hợp đồng dự án – nội dung khiến nhiều nhà đầu tư quốc tế lo ngại khi huy động vốn ngoại. Theo Điều 55 Luật PPP, hợp đồng dự án PPP và các văn bản liên quan được điều chỉnh bởi pháp luật Việt Nam; chỉ khi pháp luật Việt Nam không có quy định, các bên mới được thỏa thuận bổ sung mà không trái với nguyên tắc cơ bản.

Tuy nhiên, nhiều nhà đầu tư yêu cầu cho phép lựa chọn luật của Vương quốc Anh để điều chỉnh những phần chưa có quy định cụ thể, với lý do dễ thu hút vốn từ các định chế tài chính quốc tế.

Bộ Công thương nhận định việc lựa chọn pháp luật nước ngoài có thể tiềm ẩn rủi ro pháp lý cho phía Việt Nam trong trường hợp phát sinh tranh chấp. “Các cơ quan Việt Nam khó nắm vững quy định của pháp luật nước ngoài, dẫn đến nguy cơ bất lợi khi xử lý tranh chấp", Tờ trình Chính phủ về dự thảo nghị quyết của Quốc hội nêu rõ.

Trên cơ sở đó, Bộ Công thương đề xuất cơ chế dung hòa: công ty BOT vẫn hoạt động theo pháp luật Việt Nam, nhưng nếu có tranh chấp về áp dụng hoặc giải thích hợp đồng (ngoại trừ vấn đề thuê đất) thì có thể áp dụng pháp luật nước ngoài do các bên lựa chọn. Cách tiếp cận này được kỳ vọng vừa đảm bảo quyền kiểm soát của phía Việt Nam, vừa tạo điều kiện để nhà đầu tư nước ngoài tiếp cận vốn tín dụng quốc tế.

Đây được coi là “điểm mềm hóa” quan trọng trong chính sách năng lượng, thể hiện xu hướng mở hơn của cơ quan quản lý trong việc chia sẻ rủi ro với nhà đầu tư tư nhân. Tuy vậy, hiệu quả thực tế vẫn phụ thuộc vào cách quy định chi tiết trong hợp đồng mua bán điện (PPA) và cơ chế bảo lãnh nghĩa vụ thanh toán – vốn là vấn đề then chốt khiến nhiều dự án BOT và LNG trì hoãn nhiều năm.

Một thống kê của Bộ Công thương cho thấy, các dự án điện khí LNG và BOT điện hiện chiếm tỷ trọng lớn trong kế hoạch phát triển nguồn điện giai đoạn 2026–2030, nhưng phần lớn đang chậm tiến độ do vướng cơ chế bao tiêu, bảo lãnh và phân bổ rủi ro. Các nhà đầu tư quốc tế cũng cho rằng, giá điện, đồng tiền thanh toán và cơ chế phân chia rủi ro chưa đủ hấp dẫn để huy động vốn từ tổ chức tài chính quốc tế.

Với việc trình dự thảo nghị quyết này, Bộ Công thương kỳ vọng Quốc hội sẽ cho phép áp dụng một số cơ chế đặc thù vượt trội, tạo hành lang pháp lý rõ hơn cho các dự án trọng điểm. Nếu được thông qua, đây có thể trở thành “phao cứu sinh” cho loạt dự án LNG và BOT điện đang đình trệ, đồng thời mở ra giai đoạn mới trong thu hút vốn tư nhân cho ngành năng lượng Việt Nam.

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 và Hiệp Phước, phần lớn dự án LNG quy mô lớn như Nghi Sơn, Quỳnh Lập, Cà Ná vẫn chưa chọn được nhà đầu tư.

Việc sáp nhập địa giới hành chính tại một số tỉnh cũng khiến quá trình bị kéo dài, làm gia tăng nguy cơ không kịp vận hành gần 20.000MW điện LNG vào năm 2030 như kế hoạch.