TS Nguyễn Quốc Thập: Chưa gỡ cơ chế, bao tiêu điện khí LNG tối thiểu 75% khó phát huy hiệu quả

Trong bối cảnh nhiều dự án điện, đặc biệt là điện khí LNG, đang gặp khó khăn trong thu xếp vốn và bảo đảm dòng tiền, đề xuất áp dụng tỷ lệ công suất cam kết tối thiểu (Qc) 75% của Bộ Công Thương được kỳ vọng sẽ tạo ra “điểm tựa” mới cho thị trường. Tuy nhiên, xung quanh cách hiểu và cách áp dụng tỷ lệ này vẫn còn nhiều ý kiến khác nhau trong giới chuyên gia và cộng đồng nhà đầu tư.

Để làm rõ bản chất của quy định Qc 75%, cũng như những nút thắt thực chất của thị trường điện hiện nay, phóng viên PetroTimes đã có cuộc trao đổi với TS Nguyễn Quốc Thập - Chủ tịch Hội Dầu khí Việt Nam xoay quanh vấn đề này.

TS Nguyễn Quốc Thập - Chủ tịch Hội Dầu khí Việt Nam

PV: Thưa ông, đề xuất áp dụng tỷ lệ Qc 75% đang được kỳ vọng tháo gỡ khó khăn cho các dự án điện, đặc biệt là điện khí LNG. Ở góc độ tổng thể, ông đánh giá thế nào về hiệu quả thực chất của đề xuất này?

TS Nguyễn Quốc Thập: Ở góc độ tổng thể, tôi cho rằng đề xuất áp dụng tỷ lệ Qc 75% là một tín hiệu tích cực, cho thấy cơ quan quản lý đã tiếp tục chia sẻ và tìm cách tháo gỡ những khó khăn cốt lõi của thị trường điện, đặc biệt là bài toán dòng tiền và thu xếp vốn cho các dự án điện khí LNG. Tuy nhiên, nếu kỳ vọng đây sẽ là giải pháp đủ mạnh để tháo gỡ căn bản các vướng mắc hiện nay thì vẫn còn khá xa so với mong muốn của nhà đầu tư.

Thực chất, Qc 75% hiện mới dừng ở mức một điều chỉnh kỹ thuật, chưa phải cam kết thương mại đủ rõ ràng và tin cậy để ngân hàng cấp tín dụng dài hạn. Với các dự án LNG có tổng mức đầu tư lớn, thời gian thu hồi vốn kéo dài, điều nhà đầu tư và tổ chức tín dụng quan tâm là tính ổn định, khả năng thực thi và mức độ chia sẻ rủi ro của toàn bộ khung chính sách, chứ không chỉ một tham số đơn lẻ.

Bên cạnh đó, cách hiểu và cách áp dụng Qc 75% hiện nay còn nhiều điểm chưa rõ, nhất là khi gắn với khái niệm “công suất trung bình nhiều năm”. Nếu tính toán theo hướng này, thì trên thực tế mức công suất được coi là “bảo đảm” là rất thấp, khó đủ để tạo được niềm tin về dòng tiền ổn định cho dự án. Điều này khiến Qc 75% chưa thực sự phát huy vai trò bảo đảm đầu ra, yếu tố then chốt để dự án có thể chốt tài chính và ra quyết định đầu tư (FID).

Quan trọng hơn, nút thắt của thị trường điện không nằm ở một con số đơn lẻ, mà ở sự thiếu đồng bộ của cả chuỗi chính sách, từ cơ chế giá điện, hợp đồng mua bán điện (PPA), cam kết thanh toán, cho tới vai trò của bên đảm bảo lưới điện và bên mua điện. Khi những yếu tố này chưa được giải quyết, việc điều chỉnh Qc, dù ở mức 75% hay cao hơn, vẫn khó tạo niềm tin cho nhà đầu tư và ngân hàng.

Vì vậy, theo tôi, Qc 75% chỉ nên được coi là bước đi ban đầu, mang tính tín hiệu chính sách. Để tạo ra tác động thực chất và bền vững, cần một cách tiếp cận tổng thể hơn, với các giải pháp đồng bộ nhằm chia sẻ rủi ro và lợi ích giữa Nhà nước, doanh nghiệp và nhà đầu tư, phù hợp với tinh thần phát triển thị trường điện minh bạch và hiệu quả.

PV: Theo ông, vì sao đề xuất Qc 75% hiện đang tạo ra nhiều cách hiểu khác nhau - từ 75% công suất thiết kế đến 75% công suất trung bình và sự mập mờ này ảnh hưởng ra sao tới niềm tin của nhà đầu tư và ngân hàng?

TS Nguyễn Quốc Thập: Theo tôi, nguyên nhân chính khiến đề xuất Qc 75% tạo ra nhiều cách hiểu khác nhau nằm ở cách thiết kế chính sách chưa đủ rõ ràng và nhất quán ngay từ đầu. Trong các thông lệ quốc tế, khi nói đến cam kết công suất, người ta thường hiểu đó là tỷ lệ trên công suất thiết kế hoặc số giờ vận hành tiêu chuẩn, vì đây là cơ sở trực tiếp để tính toán doanh thu và dòng tiền. Tuy nhiên, khi đưa thêm khái niệm “công suất trung bình nhiều năm” vào quy định mà không giải thích đầy đủ, chính sách đã vô tình tạo ra khoảng trống diễn giải, dẫn đến các cách hiểu khác nhau giữa cơ quan quản lý, bên mua điện, nhà đầu tư và ngân hàng.

Sự thiếu rõ ràng này làm suy giảm đáng kể hiệu lực của Qc 75%. Nếu được hiểu là 75% công suất thiết kế, nhà đầu tư có thể coi đây là một mức cam kết tương đối rõ ràng, đủ để xây dựng phương án tài chính. Nhưng nếu áp dụng theo 75% công suất trung bình nhiều năm - vốn chỉ khoảng 40-50% - thì mức công suất “bảo đảm” là rất thấp, không đủ tạo dòng tiền ổn định. Khoảng cách lớn giữa kỳ vọng và cách áp dụng thực tế sẽ trực tiếp ảnh hưởng đến niềm tin của nhà đầu tư và ngân hàng.

Đối với các tổ chức tín dụng, điều tối kỵ nhất là rủi ro về cách hiểu và rủi ro thực thi chính sách. Ngân hàng không thể cho vay dài hạn dựa trên một quy định mà ngay cả các bên liên quan cũng chưa thống nhất cách diễn giải. Vì vậy, thay vì tạo ra sự yên tâm, Qc 75% với cách quy định chưa rõ ràng hiện nay lại khiến các bên phải “chờ xem”, làm chậm quá trình thẩm định và thu xếp vốn.

Về lâu dài, nếu không sớm làm rõ bản chất và cách áp dụng Qc 75%, chính sách không những không củng cố niềm tin thị trường mà còn có nguy cơ làm suy giảm uy tín của khung pháp lý, khiến nhà đầu tư dè dặt hơn với các dự án điện quy mô lớn, đặc biệt là điện khí LNG.

Đề xuất Qc 75% khó phát huy hiệu quả nếu thiếu cơ chế thực thi rõ ràng và đồng bộ (Ảnh minh họa)

PV: Có ý kiến cho rằng đề xuất Qc 75% mới chỉ là giải pháp kỹ thuật, chưa chạm tới “gốc rễ” là cơ chế giá điện, hợp đồng PPA và bảo lãnh thanh toán. Ông có đồng tình với nhận định này không, và vì sao?

TS Nguyễn Quốc Thập: Tôi đồng tình, bởi nếu nhìn vào bản chất vấn đề, Qc 75% chỉ là một thông số kỹ thuật trong cả một chuỗi cơ chế phức tạp của thị trường điện. Trong khi đó, “gốc rễ” của khó khăn hiện nay lại nằm ở cơ chế giá điện, PPA và các bảo đảm về thanh toán - những yếu tố quyết định trực tiếp khả năng thu xếp vốn và tính khả thi của dự án.

Trước hết, cơ chế giá điện hiện nay chưa phản ánh đầy đủ chi phí thực tế, đặc biệt với các dự án điện khí LNG có chi phí nhiên liệu cao và biến động theo thị trường quốc tế. Khi giá điện đầu ra bị khống chế hoặc thiếu cơ chế điều chỉnh linh hoạt, thì dù có cam kết về công suất, dòng tiền của dự án vẫn không đủ an toàn để ngân hàng chấp nhận cho vay dài hạn.

Thứ hai, hợp đồng PPA hiện còn thiếu tính ổn định và khả năng chia sẻ rủi ro. Nhiều điều khoản quan trọng liên quan đến sản lượng huy động, thời hạn hợp đồng, cơ chế điều chỉnh giá hay nghĩa vụ thanh toán chưa đủ rõ ràng hoặc chưa tiệm cận thông lệ quốc tế. Trong bối cảnh đó, Qc 75% không thể tự thân “cứu” được PPA, bởi ngân hàng và nhà đầu tư luôn đánh giá tổng thể hợp đồng, không tách rời một chỉ tiêu đơn lẻ.

Thứ ba, vấn đề bảo lãnh và bảo đảm thanh toán vẫn là điểm nghẽn lớn. Khi bên mua điện không thể đưa ra các cam kết đủ mạnh, trong khi Nhà nước lại dè dặt với bảo lãnh vì rủi ro nợ công, thì rủi ro tài chính gần như dồn hết về phía nhà đầu tư và ngân hàng. Việc bổ sung Qc 75% trong điều kiện đó chưa đủ tạo được niềm tin thực chất cho thị trường.

Vì vậy, theo tôi, Qc 75% chỉ có ý nghĩa khi được đặt trong một gói giải pháp đồng bộ, bao gồm cơ chế giá điện minh bạch, PPA dài hạn và các hình thức bảo đảm thanh toán phù hợp. Nếu không giải quyết được những “nút thắt gốc rễ” này, việc điều chỉnh Qc, dù ở mức nào, cũng khó tạo ra đột phá trong thu hút đầu tư các dự án điện, đặc biệt là điện khí LNG.

PV: Theo ông, để Qc thực sự trở thành công cụ bảo đảm dòng tiền thay vì chỉ là một chỉ tiêu trên giấy, cần một gói chính sách đồng bộ gồm những yếu tố cốt lõi nào?

TS Nguyễn Quốc Thập: Theo tôi, để Qc thực sự trở thành công cụ bảo đảm dòng tiền, không chỉ dừng lại ở một chỉ tiêu mang tính kỹ thuật, bắt buộc phải đặt QC trong một gói chính sách đồng bộ, tác động xuyên suốt từ khâu đầu tư, vận hành cho tới thu xếp vốn. Có ít nhất bốn nhóm yếu tố cốt lõi cần được giải quyết.

Thứ nhất, làm rõ bản chất và cách tính Qc theo hướng tiệm cận thông lệ quốc tế. Qc phải gắn với công suất thiết kế hoặc số giờ vận hành tối thiểu có thể dự báo, thay vì dựa trên “công suất trung bình nhiều năm”. Chỉ khi đó, Qc mới trở thành cơ sở đủ tin cậy để nhà đầu tư và ngân hàng xây dựng phương án tài chính dài hạn.

Thứ hai, hoàn thiện PPA theo hướng dài hạn và chia sẻ rủi ro. PPA cần quy định rõ nghĩa vụ huy động tối thiểu, cơ chế điều chỉnh giá, phân bổ rủi ro nhiên liệu, tỷ giá và sự kiện bất khả kháng. Trong thực tiễn quốc tế, Qc chỉ phát huy tác dụng khi được “neo” chặt trong PPA, chứ không tồn tại độc lập.

Thứ ba, có cơ chế bảo đảm thanh toán phù hợp. Không nhất thiết phải quay lại mô hình bảo lãnh Chính phủ toàn phần, nhưng cần các hình thức bảo đảm đủ mạnh bằng cấu trúc chính sách, như đủ điều kiện hay hành lang pháp lý để cam kết thanh toán của bên mua điện, cơ chế giá điện hai thành phần (phí công suất và phí điện năng), hoặc các công cụ bảo lãnh có điều kiện. Đây là yếu tố then chốt để ngân hàng và nhà đầu tư có thể ra quyết định đầu tư.

Tóm lại, Qc chỉ là một mảnh ghép trong bức tranh lớn của thị trường điện. Chỉ khi các mảnh ghép về cơ chế giá điện, PPA, bảo đảm thanh toán và vai trò của bên mua điện được hoàn thiện đồng bộ, Qc mới thực sự trở thành công cụ bảo đảm dòng tiền, tạo niềm tin cho nhà đầu tư và ngân hàng.

PV: Xin cảm ơn ông!

Mạnh Tưởng (Thực hiện)