Sửa Luật Điện lực sau 20 tháng: Luật đi trước mở đường - Bài 4: Huy động vốn cho 44.900 MW điện, ai gánh rủi ro?

Một mạch tư duy từ "tô nhượng" tới đối tác công tư

Ngày 09/04/1921, trong tác phẩm Bàn về thuế lương thực, Lênin đặt câu hỏi: xét về quan hệ kinh tế, tô nhượng là gì? Người giải thích đó là một hình thức chủ nghĩa tư bản nhà nước: Chính quyền Xô viết ký hợp đồng với nhà tư bản, cho phép sử dụng một số tư liệu sản xuất của Nhà nước để tổ chức sản xuất, hưởng lợi nhuận và giao lại một phần sản phẩm. Chính sách ấy nhằm nhanh chóng có thêm những sản phẩm cần thiết mà Nhà nước khi đó chưa đủ sức tự sản xuất. Đồng thời, Lênin nhấn mạnh yêu cầu kiểm soát, giám sát của Nhà nước, giữ trong tay các nhà máy và đường sắt, xác định chặt chẽ điều kiện và quy mô tô nhượng.

Hơn một thế kỷ sau, bài toán phát triển ngành điện Việt Nam đặt ra yêu cầu tương đồng về huy động nguồn lực và kiểm soát rủi ro. Theo ước tính của Bộ Công Thương, khoảng 44.900 MW công suất nguồn điện, chưa bao gồm năng lượng tái tạo, có nguy cơ chậm tiến độ; trong đó, khoảng 24.900 MW có thể không hoàn thành trước năm 2030. Quy mô này cho thấy sức ép lớn đối với tiến độ phát triển nguồn điện và mục tiêu bảo đảm an ninh năng lượng quốc gia. Trong khi nhu cầu đầu tư ngày càng lớn, nguồn lực nhà nước có hạn, huy động vốn tư nhân trở thành yêu cầu cấp thiết.

Dự thảo Luật Điện lực sửa đổi thu hút vốn bằng hai công cụ chính: bỏ thủ tục chấp thuận chủ trương đầu tư, áp dụng giá điện trúng thầu; mở cơ chế PPP để huy động vốn tư nhân đầu tư lưới truyền tải. Đây là hướng đi đúng. Nhưng thu hút vốn phải gắn với hợp đồng, mà mỗi hợp đồng đều phân chia trách nhiệm và rủi ro giữa các bên. Kỳ này đặt ra hai câu hỏi: Khi thủ tục được rút gọn, rủi ro sẽ thuộc về ai? Luật đã quy định rõ những quyền và trách nhiệm Nhà nước phải giữ hay chưa?

Từ lập luận của Lênin, có thể rút ra hai nguyên tắc còn giá trị tham khảo hôm nay: huy động vốn tư nhân để tăng sản lượng những sản phẩm cần thiết mà Nhà nước chưa đủ sức tự sản xuất; đồng thời, Nhà nước giữ các huyết mạch kinh tế và quyền kiểm soát, giám sát. Trong lĩnh vực điện, yêu cầu ấy đặt ra trực tiếp với lưới điện và các hợp đồng đầu tư. Quốc hội khoá XV đã đi một bước bằng Nghị quyết 253/2025/QH15: Điều 6 về lựa chọn nhà đầu tư dự án điện, Điều 8 quy định "giá điện trúng thầu là giá hợp đồng mua bán điện và không cao hơn khung giá tại năm đấu thầu". Tại phiên họp Chính phủ ngày 18/8/2026, Thủ tướng Lê Minh Hưng yêu cầu luật làm rõ nguyên tắc cho ba vấn đề nhà đầu tư quan tâm: giải toả công suất, giá mua điện, đơn vị mua điện. Ba vấn đề ấy chính là ba loại rủi ro: rủi ro lưới, rủi ro giá, rủi ro bên mua. Dự luật phải trả lời cả ba.

Cái giá của sự chậm tiến độ

Bộ Công Thương xác định nguyên nhân chậm tiến độ là "các thủ tục liên quan đến đầu tư, đất đai, xây dựng, môi trường chưa đồng bộ; đối với LNG còn phụ thuộc chuỗi cung ứng nhiên liệu và khả năng tiêu thụ điện". Các nguồn chậm tiến độ chủ yếu gồm điện khí, thủy điện lớn, thủy điện tích năng và điện nhập khẩu. Riêng miền Bắc, Bộ ước tính thiếu hụt khoảng 6.600 MW, gồm: LNG Thái Bình 1.500 MW, LNG Quảng Ninh 1.500 MW, nhập khẩu từ Trung Quốc 3.000 MW và từ Lào 600 MW.

Ở lĩnh vực năng lượng tái tạo, tháo gỡ cơ chế đang mở đường khai thác hiệu quả nguồn vốn đã đầu tư. Theo thông tin tại họp báo Chính phủ ngày 3/10/2026, các cơ chế đặc thù đang từng bước được triển khai để đưa vào khai thác 172 dự án điện gió, điện mặt trời, tổng công suất gần 9.800 MW, dự kiến khơi thông khoảng 13 tỷ USD. Tuy nhiên, kết quả này không đồng nghĩa đã giải được bài toán khoảng 44.900 MW nguồn điện có nguy cơ chậm tiến độ đến năm 2030. Về vận hành, bổ sung điện gió, điện mặt trời cần đi cùng lưu trữ, lưới điện và các nguồn có thể huy động theo nhu cầu, để bảo đảm cung ứng cả vào buổi tối hoặc những thời điểm ít gió.

Theo báo cáo Electricity 2025 của Cơ quan Năng lượng Quốc tế (IEA), năm 2024, nhu cầu điện Việt Nam tăng gần 10%, phần tăng chủ yếu được đáp ứng bằng nhiệt điện than. Điện than chiếm 49% tổng sản lượng, trong khi sản lượng điện khí giảm hơn 15% so với năm trước, kéo tỷ trọng xuống còn 8%. Những con số này cho thấy thách thức giảm phụ thuộc vào than khi nhu cầu điện vẫn tăng nhanh. Trong bối cảnh đó, nếu các dự án LNG chậm tiến độ mà nguồn thay thế chưa đáp ứng đủ, hệ thống có thể phải huy động thêm điện than. Rủi ro thiếu điện cũng tăng lên khi phụ tải tăng cao, thủy văn bất lợi và khả năng truyền tải bị hạn chế.

Để tháo gỡ khó khăn trong thu xếp vốn, các nhà đầu tư điện khí LNG kiến nghị áp dụng giá điện hai thành phần, cơ chế cam kết sản lượng điện hợp đồng và kéo dài thời hạn áp dụng. Trong hồ sơ sửa đổi Nghị định số 56/2025/NĐ-CP, Bộ Công Thương đề xuất nâng tỷ lệ sản lượng điện hợp đồng tối thiểu dài hạn đối với các dự án sử dụng LNG nhập khẩu từ 65% lên 75% sản lượng điện phát bình quân nhiều năm, đồng thời kéo dài thời hạn áp dụng tối đa từ 10 lên 15 năm. Cơ chế này được kỳ vọng tạo nguồn thu ổn định hơn, giúp nhà đầu tư thu xếp vốn và thực hiện nghĩa vụ trả nợ. Tuy nhiên, việc tăng mức cam kết cũng có thể làm gia tăng nghĩa vụ thanh toán của bên mua điện, tạo áp lực lên chi phí hệ thống và giá bán lẻ điện. Vì vậy, tháo gỡ điểm nghẽn về vốn phải đi đôi với phân định rõ trách nhiệm, nghĩa vụ thanh toán và cơ chế chia sẻ rủi ro, bảo đảm hài hòa lợi ích giữa nhà đầu tư, bên mua điện và người sử dụng điện.

Bốn công cụ tăng tốc, ai chịu rủi ro?

Đặt các đề xuất sửa đổi về đầu tư xây dựng, giá và hợp đồng mua bán điện cạnh cơ chế dành cho công trình điện lực khẩn cấp đã có trong Luật Điện lực, bài viết phân tích bốn công cụ thúc đẩy tiến độ dự án. Mỗi công cụ tháo gỡ một điểm nghẽn, đồng thời đặt ra yêu cầu phân định trách nhiệm và chia sẻ rủi ro. Bảng 1 đối chiếu từng công cụ với những rủi ro có thể phát sinh và bên phải gánh chịu.

Cả bốn công cụ đều hướng tới tháo gỡ điểm nghẽn, đẩy nhanh tiến độ dự án điện. Nhưng khi thủ tục được rút gọn, yêu cầu kiểm soát rủi ro qua hợp đồng và giám sát thực hiện càng phải chặt chẽ. Nếu giảm kiểm soát trước mà không tăng trách nhiệm, chế tài và kiểm tra sau, khoảng trống quản lý sẽ xuất hiện.

Đấu thầu và lưới: năm bài học quốc tế

Đấu thầu, đối tác công tư và hợp đồng dài hạn đã được nhiều nước áp dụng. Năm kinh nghiệm quốc tế được IEA ghi nhận dưới đây cho thấy ưu điểm, hạn chế và điều kiện để từng công cụ phát huy hiệu quả.

Kinh nghiệm Ấn Độ làm rõ vấn đề về “đơn vị mua điện” mà Thủ tướng đề cập tai phiên họp Chính phủ ngày 18/8/2026. Theo Cơ quan Năng lượng Quốc tế (IEA), nhà đầu tư lo ngại rủi ro thanh toán khi bên mua điện thiếu bảo đảm tài chính từ cơ quan trung ương, đặc biệt là nguy cơ chậm ký hợp đồng và chậm thanh toán. Tại Việt Nam, EVN vẫn là bên mua điện chủ yếu. Dù cơ chế mua bán điện trực tiếp, đã phân tích ở kỳ 3, mở thêm đầu ra cho các nhà máy điện, hợp đồng mua bán điện dài hạn với EVN vẫn giữ vai trò quan trọng trong thu xếp vốn cho các dự án LNG.

Vì vậy, đề xuất nâng tỷ lệ sản lượng điện hợp đồng tối thiểu lên 75% sản lượng điện phát bình quân nhiều năm, áp dụng tối đa 15 năm, không chỉ liên quan đến lợi ích của EVN và nhà đầu tư. Nếu sản lượng điện huy động thực tế thấp hơn sản lượng hợp đồng, nghĩa vụ thanh toán theo các điều khoản đã thỏa thuận có thể làm tăng chi phí mua điện, từ đó gây áp lực lên giá bán lẻ điện.

Kinh nghiệm châu Âu, Nhật Bản và Đức cho thấy đấu thầu muốn hiệu quả phải đồng thời tháo gỡ thủ tục và xây dựng khung giá phù hợp. Đức cải cách cấp phép, thu hút thêm nhà đầu tư dự thầu. Trong khi đó, theo IEA, chi phí tăng và sức ép kinh tế vĩ mô khiến nhiều cuộc đấu thầu điện gió ngoài khơi tại châu Âu, Nhật Bản thiếu người tham gia, một số dự án bị hủy.

Điều 8 Nghị quyết số 253/2025/QH15 về các cơ chế chính sách phát triển năng lượng quốc gia giai đoạn 2026 - 2030 quy định giá trúng thầu "không cao hơn khung giá tại năm đấu thầu". Quy định này bảo vệ người dùng điện, nhưng khung giá cần được cập nhật sát chi phí hợp lý. Trần giá quá thấp có thể khiến nhà đầu tư không dự thầu; trần quá cao, khi cạnh tranh hạn chế, có thể khiến người mua phải trả giá đắt. Vì vậy, riêng cơ chế đấu thầu chưa đủ để tháo gỡ nguy cơ chậm tiến độ của khoảng 44.900 MW nguồn điện.

Bài học cuối cùng đặt ra câu hỏi: vốn ở đâu để xây lưới? Như kỳ 1 đã dẫn, Bộ Công Thương thừa nhận khó thu hút tư nhân đầu tư đường dây truyền tải. Bộ nêu hai hướng xử lý: điều chỉnh tiến độ dự án nguồn cho phù hợp với lưới, hoặc chủ đầu tư nguồn điện góp vốn xây đường dây giải tỏa công suất. Thực tế tại Nam Phi và Bra-xin cho thấy sự cần thiết của việc đồng bộ nguồn và lưới: có nguồn điện mà thiếu đường truyền tải thì công suất cũng không thể đưa đến nơi cần. Chi-lê gợi thêm một cách huy động vốn: tổ chức đấu thầu các dự án mở rộng lưới truyền tải.

Hai phía, chung một bàn đối thoại

Nhà đầu tư nhìn từ dòng tiền và tiến độ. Họ cần biết trước cơ chế giá, cam kết mua điện và khả năng đấu nối, truyền tải. Những kiến nghị về điện LNG xuất phát từ yêu cầu ấy. Mối lo này có cơ sở: 13 tỷ USD đầu tư vào năng lượng tái tạo từng phải nằm chờ nhiều năm vì vướng cơ chế.

Cơ quan thẩm tra và đại biểu Quốc hội nhìn từ hóa đơn tiền điện và ngân sách. Báo cáo thẩm tra sơ bộ ngày 21/9/2026 đề nghị không chuyển toàn bộ rủi ro đầu tư, kinh doanh sang Nhà nước, bên mua điện và người dùng điện. Đại biểu Nguyễn Thị Việt Nga, Đoàn Hải Phòng, cho rằng giá điện hợp lý "không thể là cơ chế chuyển mọi rủi ro và chi phí" sang người dùng điện. Đại biểu Đào Chí Nghĩa, Đoàn Cần Thơ, đề nghị giá và thời hạn hợp đồng "không phải là tiêu chí duy nhất" để lựa chọn nhà đầu tư; cần xem xét cả tiến độ, độ tin cậy và năng lực thực hiện.

Điểm chung trong quan điểm của hai phía là yêu cầu phân chia rủi ro minh bạch, hợp lý. Nhà đầu tư cần cơ sở để tính toán dòng tiền, dự báo và kiểm soát rủi ro; trong khi người sử dụng điện phải được bảo vệ trước những chi phí, rủi ro không thuộc trách nhiệm của mình. Để hài hòa lợi ích các bên, Luật cần xác lập nguyên tắc phân bổ rủi ro rõ ràng, làm cơ sở cho việc đàm phán, ký kết và thực hiện hợp đồng.

4 điểm về chia rủi ro

Kỳ 1 đã đề xuất giữ nguyên tắc giá điện phản ánh chi phí hợp lý, hợp lệ tại điểm a khoản 12 Điều 5, thay cho cách diễn đạt "bảo đảm thu hồi đầy đủ"; đồng thời kiến nghị xác lập ba điều kiện định lượng để xác định công trình điện lực khẩn cấp. Kỳ này tiếp tục bàn bốn điểm cần làm rõ về phân chia rủi ro.

Điểm thứ nhất: ghi nguyên tắc phân bổ rủi ro ngay trong luật. Khi sửa Điều 51, cần xác định trách nhiệm theo khả năng kiểm soát rủi ro của từng bên. Nhà đầu tư chịu rủi ro xây dựng và chậm tiến độ do mình gây ra; trường hợp chậm vì bên mua, cơ quan nhà nước hoặc sự kiện bất khả kháng phải được xử lý riêng. Biến động giá nhiên liệu được phân bổ theo công thức minh bạch trong hợp đồng, gắn với yêu cầu kiểm soát chi phí hợp lý. Rủi ro tiêu thụ được chia sẻ thông qua sản lượng điện hợp đồng và nghĩa vụ thanh toán tương ứng, với điều kiện áp dụng, giới hạn và thời hạn do Chính phủ quy định cho từng loại nguồn.

Đối với LNG, nếu lựa chọn phương án sản lượng điện hợp đồng tối thiểu dài hạn bằng 75% sản lượng điện phát bình quân nhiều năm, áp dụng tối đa 15 năm, cần công bố kèm đánh giá tác động đến chi phí hệ thống và giá bán lẻ. Đồng thời, phải làm rõ nghĩa vụ thanh toán khi sản lượng hợp đồng cao hơn sản lượng được huy động thực tế.

Điểm thứ hai: lựa chọn nhà đầu tư phải gắn giá điện với khả năng hoàn thành dự án. Khoản 1 Điều 19 Luật Điện lực xác định giá điện là tiêu chuẩn đánh giá về hiệu quả phát triển ngành điện trong các trường hợp luật quy định. Khi sửa luật, cần làm rõ hơn cách kết hợp tiêu chuẩn này với tiến độ cam kết, năng lực tài chính, kỹ thuật và trách nhiệm thực hiện dự án.

Hồ sơ mời thầu và hợp đồng cần quy định các mốc tiến độ có thể kiểm tra, biện pháp bảo đảm thực hiện và chế tài tương ứng. Việc chấm dứt hợp đồng hoặc xử lý dự án chậm tiến độ phải căn cứ vào nguyên nhân, trách nhiệm và mức độ vi phạm, tránh áp dụng máy móc đối với những vướng mắc ngoài khả năng kiểm soát của nhà đầu tư.

Cùng với đó, cần yêu cầu khung giá phát điện được rà soát, cập nhật kịp thời theo chi phí hợp lý, hợp lệ. Với các dự án thuộc phạm vi Điều 8 Nghị quyết 253, khung giá sát thực tế là điều kiện để đấu thầu vừa thu hút nhà đầu tư, vừa bảo vệ người mua điện.

Điểm thứ ba: huy động vốn tư nhân cho lưới, làm rõ quyền kiểm soát của Nhà nước. Dự thảo bổ sung phương thức đầu tư lưới truyền tải theo hình thức đối tác công tư (PPP). Để cơ chế này khả thi, luật cần làm rõ nguồn thanh toán, phương thức thu hồi vốn và trách nhiệm của các bên; giá dịch vụ truyền tải phải được xác định theo cơ chế do Nhà nước quy định.

Quyền điều độ hệ thống điện quốc gia tiếp tục thuộc đơn vị điều độ, không chuyển cho nhà đầu tư. Trách nhiệm quản lý, vận hành từng công trình PPP cần được xác định riêng, phù hợp với loại hợp đồng và yêu cầu an ninh hệ thống. Với hạ tầng truyền tải chiến lược, phải quy định rõ phạm vi kiểm soát của Nhà nước, quyền can thiệp và tiếp nhận công trình khi cần thiết. Đó là cách cụ thể hóa yêu cầu của Nghị quyết 70, đồng thời tạo cơ sở để nhà đầu tư tính toán dòng tiền và trách nhiệm dài hạn.

Điểm thứ tư: giá cố định cho nhà máy nhỏ phải có điều kiện và thời hạn. Nếu bổ sung cơ chế giá cố định (FIT) cho nhà máy điện năng lượng tái tạo nhỏ, luật cần xác lập nguyên tắc xác định đối tượng, giới hạn thời gian áp dụng và cơ chế chuyển tiếp. Ngưỡng công suất cụ thể có thể giao Chính phủ quy định theo từng loại nguồn, tránh áp dụng một mức chung cho những công nghệ có chi phí và đặc điểm vận hành khác nhau.

Cần phân biệt biểu giá chi phí tránh được với giá FIT, thay vì coi hai cơ chế là một. Khi hết thời hạn hưởng FIT, nhà máy chuyển sang cơ chế mua bán điện phù hợp với quy mô và cấp độ thị trường, theo lộ trình được công bố trước và tôn trọng cam kết hợp đồng. Phân tích của IEA về Trung Quốc cho thấy chuyển sang giá thị trường có thể làm doanh thu biến động mạnh hơn và tăng chi phí huy động vốn. Từ đó, bài học đặt ra là phải công bố rõ quy tắc chuyển tiếp để nhà đầu tư có căn cứ tính toán.

Còn nữa…

Huy động vốn tư nhân giúp bổ sung nguồn lực cho những công trình Nhà nước chưa thể tự đầu tư đầy đủ. Đi cùng việc mở cửa phải là quyền kiểm soát rõ ràng đối với hạ tầng chiến lược và trách nhiệm giám sát hợp đồng. Trước nguy cơ hàng chục nghìn MW nguồn điện chậm tiến độ, sửa luật cần tạo được cơ sở để nhà đầu tư thu xếp vốn, triển khai dự án và chịu trách nhiệm về cam kết của mình. Ghi rõ rủi ro nào thuộc về ai là cách để vốn đến nhanh hơn, đồng thời bảo vệ người dùng điện trước những chi phí lẽ ra bên khác phải chịu.