Theo định hướng trong Quy hoạch điện VIII, mục tiêu phát triển hơn 20.000 MW điện LNG vào năm 2030 là một con số đầy tham vọng, nhưng thực tế triển khai lại đang bộc lộ những khoảng cách đáng kể giữa quy hoạch và thực tế.
Điểm nghẽn lớn nhất hiện nay không còn nằm ở công nghệ hay nhu cầu, mà chính là bài toán phân bổ rủi ro trong cơ chế mua bán điện (PPA) nhằm thu hút hàng chục tỉ đô la đầu tư.
Tâm điểm của các cuộc thảo luận chính sách hiện nay xoay quanh tỷ lệ sản lượng điện hợp đồng tối thiểu (Qc). Trong khi các đề xuất sửa đổi nghị định đang hướng tới việc nâng mức Qc từ 65% lên 75% để tăng tính khả thi tài chính, nhiều nhà đầu tư vẫn cho rằng con số này là chưa đủ.
Thậm chí, một số doanh nghiệp lớn như PV Power hay Trung Nam đã kiến nghị mức Qc tối thiểu từ 85% đến 95% để đảm bảo khả năng trả nợ và thực hiện các cam kết “take-or-pay” (mua hoặc thanh toán) với nhà cung cấp khí quốc tế.
Đây thực chất là một cuộc giằng co về lợi ích: Qc càng cao, dự án càng dễ vay vốn nhưng EVN lại phải gánh nghĩa vụ thanh toán lớn ngay cả khi hệ thống không huy động hết công suất, dẫn đến áp lực tăng giá điện trong tương lai.
Vấn đề cốt lõi không chỉ nằm ở việc nâng Qc thêm vài phần trăm, mà là mức độ sẵn sàng của thị trường điện Việt Nam trong việc chấp nhận các chuẩn mực phân bổ rủi ro quốc tế.
Để tìm hiểu chi tiết hơn về những nút thắt pháp lý và các kiến nghị cụ thể từ những “ông lớn” trong ngành năng lượng, mời độc giả hãy đọc bài viết đầy đủ tại đây.
