Nghị quyết 253: Tín hiệu tích cực đối với doanh nghiệp năng lượng

Nghị quyết 253/2025/QH15 (Nghị quyết 253) quy định các cơ chế, chính sách để phát triển năng lượng quốc gia giai đoạn 2026 - 2030 được xem là cú hích thể chế cho phát triển năng lượng, từ linh hoạt quy hoạch đến mở đường cho lưới điện và BESS.

Trao đổi với phóng viên Báo Công Thương, ông Nguyễn Quang Huân - Chủ tịch HĐQT Halcom Việt Nam, đại biểu Quốc hội khóa XV - cho rằng, để các dự án sớm triển khai từ năm 2026, điều quan trọng nhất là cần có hướng dẫn rõ ràng, rủi ro phải chia sẻ, hạ tầng lưới điện phải đi trước.

Mở đường cho lưới, nguồn, BESS bứt tốc

- Thưa ông, Nghị quyết 253 cho phép điều chỉnh quy hoạch điện linh hoạt hơn, bổ sung nguồn, lưới, BESS, là Chủ tịch HĐQT Halcom Việt Nam, ông kỳ vọng cơ chế này rút ngắn thời gian chuẩn bị dự án ra sao và nút thắt cần gỡ để dự án sớm triển khai từ năm 2026?

Ông Nguyễn Quang Huân: Nghị quyết 253 là tín hiệu tích cực đối với doanh nghiệp năng lượng khi giải quyết được vướng mắc kéo dài về thủ tục điều chỉnh và cập nhật quy hoạch theo hướng linh hoạt hơn, mở rộng các trường hợp được điều chỉnh và phân cấp mạnh thẩm quyền xuống địa phương, giúp rút ngắn đáng kể thời gian chuẩn bị dự án.

Nghị quyết cũng bổ sung cơ chế đưa nguồn điện, lưới điện và hệ thống lưu trữ năng lượng (BESS) vào quy hoạch, tháo gỡ tình trạng nhiều dự án tái tạo chậm hoặc không vận hành tối ưu do thiếu lưới giải tỏa. Nhờ đó, từ năm 2026 các dự án kỳ vọng có điều kiện thuận lợi hơn để triển khai.

Tuy nhiên, theo tôi, để dự án có thể “chạy thật”, vẫn còn ba điểm nghẽn cần sớm xử lý. Thứ nhất là cơ chế đấu thầu, khi phần lớn dự án trên bờ vẫn phải đấu thầu nhưng hướng dẫn chưa rõ ràng, gây rủi ro cho doanh nghiệp.

Thứ hai là cơ chế mua bán điện, khi Điều 8 mới quy định nguyên tắc về giá và trách nhiệm đàm phán PPA, nhưng chưa có hướng dẫn cho từng loại hình khiến việc đàm phán có thể kéo dài và không bình đẳng.

Thứ ba là cơ chế giá điện theo thời gian: Nếu giá cố định bằng đồng nội tệ trong suốt vòng đời dự án mà không tính lạm phát và biến động tỷ giá, rủi ro tài chính sẽ rất lớn vì thiết bị nhập khẩu bằng ngoại tệ trong khi doanh thu bằng đồng nội tệ. Do đó cần cơ chế điều chỉnh giá điện từng năm hoặc giá điện tính theo USD và quy đổi ra VND khi thanh toán.

Mở rộng không gian đầu tư cho tư nhân

- Nghị quyết đã đề cập đầu tư dự án lưới điện theo quy hoạch, thuận chủ trương đầu tư, ông kỳ vọng gì về việc đồng bộ lưới - nguồn, đặc biệt là cơ chế phối hợp giữa địa phương và cơ quan trung ương để giải tỏa công suất đúng tiến độ?

Ông Nguyễn Quang Huân: Quá tải lưới điện là rủi ro lớn nhất của các dự án năng lượng tái tạo. Nhiều dự án đã xây xong nhưng không giải tỏa được công suất do thiếu hạ tầng truyền tải, đặc biệt trong các thời điểm nắng to, gió lớn và nhu cầu tiêu thụ thấp. Với nguồn điện nền rủi ro này ít hơn, nhưng đối với điện gió, điện mặt trời là điểm nghẽn mang tính cấu trúc.

Nghị quyết 253/QH15, Điều 5 quy định cụ thể về đầu tư lưới điện. Điểm mới là nếu cho phép tư nhân đầu tư lưới, đặc biệt ở cấp tỉnh, các dự án này không phải chấp thuận chủ trương đầu tư. Cơ chế này rút ngắn đáng kể thủ tục, đồng thời mở thêm không gian để tư nhân tham gia, giảm phụ thuộc vào vốn đầu tư công cho truyền tải.

Chúng tôi kỳ vọng có sự phối hợp đồng bộ giữa trung ương và địa phương để tiến độ nguồn - lưới được khớp với nhau. Nếu nhà máy hoàn thành nhưng lưới chưa có, dự án không thể tạo dòng tiền và nhà đầu tư chịu rủi ro lớn.

Bên cạnh phần đầu tư “cứng”, hệ thống điều độ cũng cần được nâng cấp, theo đó, cần áp dụng công nghệ điều độ và điều tiết thông minh để vận hành linh hoạt hơn và thực sự giải tỏa được công suất trong giai đoạn 2026 trở đi.

- Nghị quyết có nội dung riêng về điện gió ngoài khơi và cơ chế mua bán điện trực tiếp. Với doanh nghiệp, đâu là “khoảnh khắc quyết định” để sẵn sàng đầu tư, thưa ông?

Ông Nguyễn Quang Huân:Nghị quyết 253 dành riêng Điều 10 và Điều 11 cho điện gió ngoài khơi cho thấy định hướng khuyến khích các doanh nghiệp đủ năng lực tham gia lĩnh vực có tính chiến lược và yêu cầu vốn lớn. Từ góc độ doanh nghiệp, “khoảnh khắc quyết định” để xuống tiền không chỉ nằm ở khung giá mà là tính đầy đủ của cả chuỗi yếu tố như quy hoạch, điểm đấu nối, hợp đồng tiêu thụ điện, tài chính... Cuối cùng, nhà đầu tư vẫn nhìn vào hai chỉ số chính là tỷ suất sinh lời nội bộ (IRR) và giá trị hiện tại ròng (NPV) của dự án để quyết định đầu tư.

Một rủi ro lớn hiện nay là điểm đấu nối. Nếu không phân bổ rõ ràng, minh bạch từ đầu, dự án có thể không kết nối được lên lưới hoặc bị kéo vào cơ chế xin - cho, làm tăng chi phí và thời gian tuân thủ. Với DPPA, Điều 13 đã nêu nguyên tắc, nhưng thị trường vẫn chờ hướng dẫn cụ thể về phí sử dụng lưới điện kết nối bên mua với bên bán và cơ chế chia sẻ rủi ro với nhà đầu tư khi bên mua điện có thể dừng hợp đồng với nhiều lý do, trong đó có cả lý do ngừng sản xuất, phá sản hay lý do bất khả kháng khác.

Nhìn chung, Nghị quyết 253 đã thể chế hóa một phần Nghị quyết số 70-NQ/TW của Bộ Chính trị về định hướng Chiến lược phát triển năng lượng quốc gia đến năm 2045, tạo cơ sở pháp lý để tháo gỡ các nút thắt của ngành điện. Doanh nghiệp kỳ vọng các hướng dẫn chi tiết sớm được ban hành để cơ chế đi vào thực thi, giúp dự án bứt tốc ngay từ năm 2026. Nếu làm được, ngành điện sẽ có đóng góp quan trọng thực hiện thắng lợi mục tiêu tăng trưởng GDP hai con số ngay trong năm 2026 này.

- Xin trân trọng cảm ơn ông!

Dự kiến ngày 29/1, Báo Công Thương tổ chức “Diễn đàn hiện thực hóa cơ chế, chính sách phát triển năng lượng quốc gia giai đoạn 2026 - 2030”, góp phần cụ thể hóa Nghị quyết của Quốc hội về các cơ chế, chính sách phát triển năng lượng quốc gia giai đoạn 2026 - 2030.

Diễn đàn có sự tham gia của đại diện cơ quan quản lý, các chuyên gia và doanh nghiệp…, tập trung bàn giải pháp tháo gỡ điểm nghẽn thể chế, huy động nguồn lực và thúc đẩy các lĩnh vực then chốt góp phần đưa Nghị quyết vào cuộc sống.