Đằng sau con số Qc là bài toán Việt Nam sẵn sàng chia sẻ bao nhiêu rủi ro dài hạn để đổi lấy hàng chục tỉ đô la đầu tư cho chuyển dịch năng lượng. Qc càng cao, dự án LNG càng dễ vay vốn và đạt quyết định đầu tư cuối cùng (FID). Nhưng đổi lại, bên mua điện là EVN cũng phải gánh nghĩa vụ thanh toán dài hạn lớn hơn, kéo theo áp lực chi phí mua điện và giá điện trong tương lai.
Vì vậy, tranh luận về Qc thực chất là bài toán phân bổ rủi ro giữa nhà đầu tư, EVN và người tiêu dùng điện.
LNG và khoảng cách giữa quy hoạch với thực tế
Trong định hướng phát triển nguồn điện quốc gia, LNG được xem là nguồn điện chuyển tiếp nhằm thay thế dần một phần nhiệt điện than và bổ sung tính linh hoạt cho hệ thống khi năng lượng tái tạo tăng nhanh. Theo định hướng trong Quy hoạch điện VIII điều chỉnh, đến năm 2030 Việt Nam dự kiến phát triển hơn 20.000 MW điện khí LNG. Đây được xem là một trong những cấu phần quan trọng của quá trình chuyển dịch năng lượng trong giai đoạn tới.
Tuy nhiên, khoảng cách giữa quy hoạch và triển khai thực tế đang ngày càng bộc lộ rõ. Sau nhiều năm thúc đẩy, phần lớn dự án LNG vẫn chưa thể đạt FID, dù nhiều dự án đã được đưa vào quy hoạch từ khá sớm. Điểm nghẽn lớn hiện nay không còn nằm ở công nghệ hay nhu cầu điện, mà chủ yếu ở khả năng thu xếp vốn và cơ chế phân bổ rủi ro trong hợp đồng mua bán điện (PPA).
Khác với các loại hình nhiệt điện truyền thống, LNG không chỉ là một nhà máy điện. Một dự án quy mô khoảng 1.500 MW thường đi kèm cả chuỗi hạ tầng nhập khẩu, kho cảng, tái hóa khí và vận chuyển nhiên liệu, với tổng vốn đầu tư có thể lên tới 2-3 tỉ đô la.
Dự án LNG Hải Lăng giai đoạn 1 là ví dụ điển hình. Với tổng vốn đầu tư khoảng 2,3 tỉ đô la, dự án không chỉ bao gồm nhà máy điện mà còn tích hợp cảng nhập LNG, kho chứa và hệ thống trung chuyển khí.
Điều đó khiến bài toán LNG không còn là câu chuyện riêng của một dự án nguồn điện, mà trở thành vấn đề của cả chuỗi điện – khí – hạ tầng cảng và tín dụng quốc tế.
Trong bối cảnh đó, đề xuất sửa đổi Nghị định 56/2025/NĐ-CP và Nghị định 100/2025/NĐ-CP theo hướng nâng Qc lên 75% trong 15 năm được xem là bước điều chỉnh nhằm tăng tính khả thi tài chính cho các dự án LNG. Tuy nhiên, với nhiều nhà đầu tư, vấn đề cốt lõi không nằm ở riêng con số 75%.
Qc cao hơn nhưng chưa chắc đủ để vay vốn
Trong quá trình góp ý chính sách, nhiều doanh nghiệp tiếp tục đề xuất nâng Qc lên 85-95%. PV Power kiến nghị mức tối thiểu không thấp hơn 85% sản lượng điện phát bình quân nhiều năm nhằm bảo đảm khả năng trả nợ và duy trì năng lực đầu tư các dự án LNG mới. Trung Nam đề xuất mức 90% trong 20 năm, còn VinEnergo kiến nghị nâng lên 95% và kéo dài thời gian áp dụng tới 25 năm.
Tuy nhiên, với nhiều nhà đầu tư nước ngoài, ngay cả Qc cao hơn cũng chưa đủ giải quyết bài toán vay vốn nếu cấu trúc PPA chưa đạt chuẩn “bankable”, tức chưa đủ điều kiện để thu xếp vốn theo chuẩn quốc tế.
Nhóm doanh nghiệp Nhật Bản tham gia các dự án Ô Môn 2, LNG Quảng Ninh và Thái Bình cho rằng việc mở rộng phạm vi Qc sẽ khó thuyết phục các tổ chức tài chính quốc tế giải ngân nếu những rủi ro nền tảng chưa được xử lý đầy đủ.
Theo các nhà đầu tư, bên cho vay không chỉ nhìn vào sản lượng điện hợp đồng, mà đánh giá toàn bộ khả năng tạo dòng tiền của dự án sau khi trừ chi phí nhiên liệu LNG, logistics và các nghĩa vụ tài chính dài hạn. Đây cũng là điểm được liên danh LNG Hải Lăng giai đoạn 1 nhấn mạnh. Theo liên danh này, Qc hiện nay chủ yếu vẫn là cơ chế thanh toán chênh lệch, chưa phải cam kết huy động điện thực tế.
Trong khi đó, các nghĩa vụ đầu vào của dự án LNG lại mang tính ràng buộc cao. Một mặt, chủ đầu tư phải đầu tư hạ tầng quy mô lớn, ký các khoản vay dài hạn và tham gia hợp đồng mua LNG quốc tế với điều khoản “take-or-pay”, tức vẫn phải thanh toán một lượng LNG tối thiểu ngay cả khi không sử dụng hết. Mặt khác, doanh thu của dự án lại phụ thuộc đáng kể vào sản lượng điện được huy động thực tế.
Điều này khiến nhiều tổ chức tài chính quốc tế đánh giá PPA hiện nay chưa đạt trạng thái “bankable”. Theo các nhà đầu tư, nếu chưa có cơ chế thanh toán công suất hoặc thanh toán theo tính sẵn sàng của nhà máy, Qc trên giấy tờ vẫn khó bảo đảm đầy đủ cấu trúc tài chính của dự án.
Ngay cả khi nhà máy không được huy động, doanh nghiệp vẫn phải chi trả cho LNG nhập khẩu, kho cảng, tái hóa khí, lưu tàu và các nghĩa vụ phát sinh theo hợp đồng nhiên liệu.
Đối với các dự án tích hợp như Hải Lăng, bài toán còn phức tạp hơn khi chi phí kho cảng LNG hiện chưa được phản ánh đầy đủ như chi phí cố định trong cấu trúc giá điện. Nếu phần chi phí này chủ yếu được tính vào chi phí biến đổi, giá điện LNG sẽ càng khó cạnh tranh hơn trong quá trình huy động.
Ngoài bài toán doanh thu, các nhà đầu tư cũng liên tục đề cập một số rủi ro pháp lý và tín dụng mà các tổ chức cho vay quốc tế đặc biệt quan tâm.
Trong đó có việc chưa có cơ chế “deemed COD” trong trường hợp dự án chậm vận hành do nguyên nhân khách quan hoặc hạ tầng truyền tải chưa đồng bộ. Bên cạnh đó là các vấn đề liên quan thanh toán khi chấm dứt hợp đồng, chuyển đổi ngoại tệ, bảo đảm thanh toán và quyền can thiệp của bên cho vay.
Sau cú sốc giá LNG toàn cầu giai đoạn 2021-2022, nhiều tổ chức tài chính quốc tế cũng trở nên thận trọng hơn với các dự án điện khí tại các thị trường mới nổi ở Nam Á và Đông Nam Á, đặc biệt khi cơ chế chia sẻ rủi ro và bảo đảm doanh thu chưa rõ ràng.
Từ góc nhìn của Tập đoàn T&T, việc tháo gỡ khó khăn cho LNG Hải Lăng không thể chỉ dừng ở đàm phán riêng lẻ, mà cần rà soát đồng bộ từ các nghị quyết, nghị định liên quan cho tới cấu trúc PPA và thông tư hướng dẫn.
Một chuyên gia năng lượng nhận định, vấn đề cốt lõi hiện nay không nằm ở việc nâng Qc thêm vài điểm phần trăm, mà ở việc thị trường điện Việt Nam sẵn sàng chấp nhận tới đâu các chuẩn mực phân bổ rủi ro quốc tế đối với dự án LNG.
Quốc Hùng
