Khung pháp lý chưa hoàn thiện, dự án chậm triển khai
Theo văn bản kiến nghị, dù Nghị quyết 55-NQ/TW (2020) và Quy hoạch điện VIII đều đặt mục tiêu phát triển mạnh điện khí LNG để thay thế nhiệt điện than, nhưng đến giữa năm 2025, mới chỉ có hai dự án Nhơn Trạch 3–4 có khả năng hoàn thành đúng tiến độ.
Trong khi đó, hàng loạt dự án lớn như LNG Hải Lăng, Quảng Ninh, Long An, Hiệp Phước, Thái Bình, Ô Môn 2 vẫn đang “mắc kẹt” ở khâu đàm phán PPA (Hợp đồng mua bán điện), GSA (Hợp đồng mua bán khí) và thu xếp vốn.
Các nhà đầu tư cho rằng việc chậm trễ này không chỉ khiến nguồn điện nền LNG chưa thể đóng vai trò cân bằng hệ thống cho điện gió, điện mặt trời, mà còn "đe dọa tính khả thi của Quy hoạch điện VIII điều chỉnh, vốn dự kiến đến năm 2030 sẽ có 22,5 GW điện LNG nhập khẩu và 16 GW điện khí trong nước".
Các nhà đầu tư kiến nghị gì?
(1) Phí công suất (Capacity Payment):
Nhà đầu tư đề nghị áp dụng giá điện hai thành phần (điện năng + công suất) để đảm bảo hoàn vốn cho chi phí cố định (FC) và chi phí vận hành bảo dưỡng cố định (FOMC), trong khi cơ chế hiện hành chưa cho phép áp dụng cho các dự án IPP, nếu áp dụng riêng lẻ có thể gây bất bình đẳng giữa các nhà máy.
(2) Chuyển nghĩa vụ bao tiêu khí sang PPA:
Các nhà đầu tư này đề nghị nghĩa vụ bao tiêu khí (take-or-pay) trong Hợp đồng Mua bán LNG (LNGSPA) hoặc Hợp đồng mua bán khí (GSA) cần được chuyển sang Hợp đồng PPA để EVN chịu rủi ro khi Công ty TNHH MTV Vận hành hệ thống điện và thị trường điện Quốc gia (NSMO) huy động không đủ sản lượng.
(3) Chấm dứt hợp đồng và mua lại dự án:
Họ kiến nghị khi dự án bị chấm dứt không do lỗi của chủ đầu tư, Chính phủ cần có cơ chế mua lại nhà máy theo giá trị còn lại (cần bao gồm khoản vay vốn còn lại, phần vốn chủ sở hữu chưa được thu hồi, và các khoản bao tiêu nhiên liệu chưa thanh toán).
(4) Thanh toán và điều chỉnh ngoại tệ:
Phần chi phí bằng USD trong PPA cần được thanh toán theo tỷ giá thực tế, hoặc có cơ chế bù chênh lệch tỷ giá. Các dự án điện khí LNG có tỷ trọng cao cho các chi phí cần phải trả bằng đồng USD sau khi nhận được doanh thu, bao gồm thanh toán chi phí nhiên liệu, chi phí bảo dưỡng cố định cho các tuabin khí, trả nợ và hoàn lợi nhuận vốn chủ sở hữu. Các nhà đầu tư và các bên cho vay cần có các khoản thanh toán này được bảo đảm theo giá trị bằng USD (hoặc theo giá trị bằng Đồng được neo theo USD).
(5) Luật áp dụng và giải quyết tranh chấp:
Áp dụng luật Việt Nam, nhưng cho phép viện dẫn luật Anh hoặc luật quốc tế khi pháp luật Việt Nam chưa quy định đầy đủ.
Kiến nghị sửa Điều 11: cơ chế đặc thù phát triển các dự án điện khí sử dụng khí thiên nhiên khai thác trong nước và khí thiên nhiên hoá lỏng (LNG) nhập khẩu.
Nhóm nhà đầu tư đề xuất Quốc hội sửa Điều 11 của Dự thảo Nghị quyết, bổ sung một loạt cơ chế cụ thể cho điện khí LNG:
- Cam kết sản lượng điện hợp đồng tối thiểu không dưới 90% sản lượng phát bình quân nhiều năm, áp dụng suốt vòng đời dự án.
- Áp dụng phí công suất (Fixed Cost + O&M) cho phần sản lượng không được huy động, bất kể dự án phát điện bao nhiêu.
- Chuyển nghĩa vụ bao tiêu nhiên liệu sang EVN, bảo đảm EVN thanh toán phần thiếu do huy động không đủ.
- Giá điện tính bằng USD, thanh toán bằng VND, có cơ chế điều chỉnh tỷ giá ngoại tệ định kỳ.
Trong trường hợp bất khả kháng hoặc thay đổi luật, vẫn duy trì nghĩa vụ thanh toán phí công suất, đồng thời gia hạn thời hạn hợp đồng.
Khi dự án bị chấm dứt không do lỗi chủ đầu tư, Chính phủ sẽ mua lại nhà máy theo giá trị còn lại, bao gồm vốn vay, lãi suất, vốn chủ sở hữu và chi phí bao tiêu nhiên liệu chưa thanh toán.
- Cho phép thế chấp tài sản gắn liền với đất, công nhận quyền can thiệp và khắc phục của bên cho vay.
- Cơ chế COD ngầm định: nếu dự án chậm vận hành vì nguyên nhân khách quan, vẫn được tính ngày vận hành thương mại để được nhận phí công suất.
- Công nhận các dự án điện khí LNG là nguồn năng lượng chuyển đổi, được phép tích hợp nhiên liệu mới (hydro, amoniac) trong tương lai.
11 điểm nghẽn pháp lý khiến LNG khó thu xếp vốn
Phụ lục văn bản liệt kê 11 vấn đề pháp lý cản trở khả năng vay vốn quốc tế, trong đó nổi bật: Không có bảo đảm doanh thu tối thiểu; Thiếu cơ chế chuyển ngang chi phí nhiên liệu và ngoại tệ; Chưa phân biệt rủi ro bất khả kháng chính trị – tự nhiên; Không có cơ chế mua lại khi chấm dứt hợp đồng; Thiếu khung pháp lý chuyển đổi ngoại tệ dài hạn; Không có hỗ trợ tín nhiệm cho EVN; Chưa công nhận quyền can thiệp của bên cho vay; Chưa ghi nhận điện khí là “dự án tài chính chuyển đổi” hướng tới năng lượng xanh.
Các doanh nghiệp khẳng định cam kết đầu tư lâu dài, tuân thủ pháp luật Việt Nam và sẵn sàng làm việc với các cơ quan Quốc hội, Chính phủ trong tháng 10/2025 để giải trình chi tiết.
“Các kiến nghị này xuất phát từ thực tiễn, nhằm đảm bảo tính khả thi của dự án và khả năng thu xếp tài chính quốc tế”, văn bản nêu rõ.