Doanh nghiệp muốn được “bao tiêu” 95% điện khí LNG, Bộ Công thương từ chối vì tăng rủi ro

Bộ Công thương đề xuất nâng Qc lên 75%, song doanh nghiệp kiến nghị tới 95% để đảm bảo dòng tiền và vay vốn. Cơ quan quản lý cảnh báo nếu tăng cao có thể phát sinh chi phí lớn, rủi ro cho bên mua điện và thị trường.

Bộ Công thương vừa công bố báo cáo tổng hợp, tiếp thu và giải trình các ý kiến góp ý, phản biện xã hội đối với dự thảo Nghị định sửa đổi, bổ sung khoản 4 Điều 15 của Nghị định 56 năm 2025 (ban hành ngày 3/3/2025). Nội dung này trước đó đã được điều chỉnh, bổ sung tại Nghị định 100 năm 2025 (ngày 8/5/2025).

Nghị định 56 quy định chi tiết một số nội dung của Luật Điện lực, bao gồm: quy hoạch phát triển điện lực, phương án phát triển mạng lưới cấp điện, đầu tư xây dựng dự án điện lực và đấu thầu lựa chọn nhà đầu tư các dự án kinh doanh điện lực.

Điểm nhấn của dự thảo là hoàn thiện cơ chế sản lượng điện hợp đồng tối thiểu dài hạn (Qc) cho các dự án điện khí LNG nhập khẩu.

Bộ Công thương đề xuất nâng mức Qc từ 65% lên 75% sản lượng điện phát bình quân nhiều năm, đồng thời kéo dài thời gian áp dụng tối đa từ 10 năm lên 15 năm.

Dự thảo vẫn giữ nguyên nguyên tắc để các bên mua – bán điện tự thỏa thuận mức cụ thể trong hợp đồng, trên cơ sở không thấp hơn mức tối thiểu quy định.

Qc 75% vẫn chưa bảo đảm dòng tiền?

Với những đề xuất trên, liên danh nhà đầu tư dự án LNG Hải Lăng giai đoạn 1 cho rằng, các đề xuất hiện nay chưa đủ để tháo gỡ những rào cản cốt lõi về tính khả thi trong thu xếp tài chính.

Cụ thể, mức Qc 75% vẫn chưa bảo đảm dòng tiền ổn định trong những năm đầu vận hành, trong khi nghĩa vụ trả nợ là yếu tố then chốt. Việc tăng Qc cũng không xử lý được rủi ro sai lệch khối lượng LNG hợp đồng do tính thiếu chắc chắn trong huy động.

Theo nhà đầu tư, khả năng thu xếp vốn phụ thuộc chủ yếu vào dòng tiền ròng sau chi phí, đặc biệt là chi phí nhiên liệu, chứ không chỉ dựa vào sản lượng điện hợp đồng. Nếu thiếu cơ chế chuyển ngang chi phí nhiên liệu kịp thời, doanh thu từ Qc dù cao hơn vẫn có thể không đủ đáp ứng nghĩa vụ thanh toán nhiên liệu, qua đó ảnh hưởng đến dòng tiền trả nợ.

Bên cạnh đó, mức Qc cao hơn không thể thay thế nghĩa vụ thanh toán rõ ràng, vô điều kiện từ bên mua điện. Trong trường hợp chưa có cơ chế bao tiêu "take-or-pay" thực chất và các bảo đảm thanh toán đủ mạnh trong hợp đồng mua bán điện (PPA), rủi ro về cắt giảm huy động, chậm thanh toán vẫn khó được cải thiện dưới góc nhìn của các tổ chức cho vay.

Ngoài ra, cơ chế Qc hiện vẫn mang tính chính sách nhiều hơn là tài chính. Do phụ thuộc vào các quy định có thể thay đổi, các tổ chức tín dụng thường áp dụng mức chiết khấu rủi ro khi đánh giá doanh thu từ Qc, dẫn tới chi phí vốn cao hơn và cuối cùng có thể được chuyển vào giá điện.

Nhà đầu tư này kiến nghị Bộ Công thương tiếp tục hoàn thiện Nghị định sửa đổi và khung PPA theo hướng bảo đảm nguồn thu giai đoạn đầu, xây dựng cơ chế chuyển ngang chi phí LNG hiệu quả, đồng thời làm rõ và tăng tính khả thi của nghĩa vụ thanh toán từ bên mua điện, phù hợp thông lệ tài trợ dự án quốc tế.

Đồng thời, đề nghị tạo điều kiện để các nhà đầu tư đang đàm phán PPA được đối thoại trực tiếp với Bộ trưởng nhằm đề xuất các giải pháp hoàn thiện cơ chế, với sự tham gia của các cơ quan liên quan và tổ chức cho vay.

Ngoài ra, cần tăng cường tính thực thi chính sách thông qua các cơ chế ưu tiên, khuyến khích, qua đó hỗ trợ nhà đầu tư thể hiện cam kết và thúc đẩy tiến độ triển khai dự án.

Doanh nghiệp kiến nghị nâng Qc lên tới 95%, Bộ Công thương bác vì "không hợp lý"

Nhiều doanh nghiệp khác cũng tiếp tục đề xuất điều chỉnh mạnh Qc trong dự thảo Nghị định.

Cụ thể, Vinenergo kiến nghị nâng mức Qc tối thiểu khi ký kết hợp đồng mua bán điện lên 95%, kéo dài trong 25 năm. Trong khi đó, Công ty CP Đầu tư Xây dựng Trung Nam đề xuất áp dụng mức Qc tối thiểu 90% trong 20 năm vận hành đối với các dự án vận hành thương mại trước ngày 31/12/2031.

Dẫn kinh nghiệm từ quá trình đàm phán, sửa đổi hợp đồng mua bán điện (PPA) của Nhà máy điện LNG Nhơn Trạch 3 và 4 - dự án LNG đầu tiên của Việt Nam đi vào vận hành, Tổng Công ty Điện lực dầu khí Việt Nam, thuộc Tập đoàn Công nghiệp - Năng lượng Việt Nam (PV Power) cho biết, việc triển khai gặp nhiều vướng mắc do chưa xác định rõ thời điểm áp dụng Qc, dẫn đến chưa đạt được thống nhất với bên mua điện.

Từ thực tế này, PV Power kiến nghị cần quy định rõ thời điểm bắt đầu áp dụng cơ chế Qc theo thông báo chính thức của đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện về thời điểm dự án tham gia thị trường điện. Đồng thời, đề xuất sửa đổi Điều 1 của dự thảo Nghị định theo hướng quy định sản lượng điện hợp đồng tối thiểu dài hạn không thấp hơn 85% sản lượng điện phát bình quân nhiều năm của dự án nhiệt điện khí; áp dụng cho từng năm trong thời gian trả nợ gốc và lãi vay nhưng không quá 15 năm.

Ngoài ra, thời điểm áp dụng cơ chế này cũng cần gắn với thông báo chính thức về thời điểm nhà máy tham gia thị trường điện.

Ở góc độ bên mua điện, Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) cho rằng việc đàm phán Qc giữa các bên, đặc biệt với các đơn vị ngoài EVN, thường khó đạt đồng thuận do khác biệt lợi ích. Vì vậy, EVN đề nghị cơ quan soạn thảo xem xét quy định một mức Qc cụ thể ngay trong Nghị định để thuận lợi cho quá trình triển khai.

Với việc nâng Qc, và kéo dài thời gian mua điện, Bộ Công thương nhận định "không hợp lý và tiểm ẩn nhiều rủi ro cho bên mua điện".

Bộ Công thương cho biết, đã giao Công ty TNHH MTV Vận hành hệ thống điện và thị trường điện Quốc gia (NSMO) và Viện Năng lượng phối hợp tính toán, đánh giá để xác định mức sản lượng điện hợp đồng tối thiểu dài hạn trên cơ sở Quy hoạch điện VIII điều chỉnh, đồng thời lấy ý kiến EVN nhằm bảo đảm hài hòa lợi ích các bên và tạo tín hiệu thu hút đầu tư, đặc biệt đối với các dự án điện khí LNG - nguồn điện nền quan trọng hỗ trợ phát triển năng lượng tái tạo trong dài hạn.

Theo đó, NSMO đã xây dựng thêm kịch bản phụ tải cơ sở với các mức Qc từ 65% đến 90%, bên cạnh các kịch bản phụ tải cao và cao đặc biệt đã báo cáo trước đó.

Kết quả cho thấy, ở tất cả các kịch bản phụ tải, nếu Qc từ 80% trở lên đều xuất hiện tình trạng "over contract", tức sản lượng hợp đồng cao hơn sản lượng phát thực tế của các nhà máy điện khí LNG nhập khẩu.

"Điều này có thể làm phát sinh chi phí mua điện cho EVN hoặc các đơn vị bán buôn, kể cả trong trường hợp không huy động thực tế", Bộ Công thương cho rằng, từ các kết quả tính toán và phân tích trên, cùng yêu cầu xây dựng cơ chế mang tính đột phá, Bộ đã đề xuất chỉ nâng Qc từ 65% lên 75%.