LNG cần một chuỗi hạ tầng, không phải những dự án rời rạc
Hạ tầng LNG là hệ thống tiếp nhận, lưu trữ, tái hóa khí và đưa khí đến nhà máy điện hoặc hộ tiêu thụ, gồm kho cảng, đường ống và các công trình liên quan. Muốn hệ thống này phát huy hiệu quả, Việt Nam phải quy hoạch các mắt xích như một chuỗi thống nhất, thay vì để từng dự án tự xoay xở.
Ngày 5/11/2026, hội thảo về phát triển hạ tầng LNG tại Hà Nội quy tụ đại diện cơ quan hoạch định chính sách, Bộ Công Thương, Đại sứ quán Hoa Kỳ, tổ chức quốc tế và doanh nghiệp năng lượng. Cuộc thảo luận diễn ra khi nhu cầu điện ổn định tăng cùng mục tiêu tăng trưởng, trong khi các dự án LNG vẫn vướng vốn, hạ tầng và thị trường tiêu thụ. Theo kịch bản cơ sở tại Quyết định 363/QĐ-BCT, nhu cầu LNG nhập khẩu dự kiến tăng từ 0,5 tỷ m³ năm 2025 lên 9,4 tỷ m³ năm 2030 và 18,8 tỷ m³ năm 2035.
Quy mô đó khiến cách làm phân tán trở nên tốn kém và thiếu linh hoạt. Theo Quy hoạch điện VIII điều chỉnh, công suất điện LNG được định hướng đạt 22.524 MW vào năm 2030, rồi bổ sung thêm 10.700 MW trong giai đoạn 2031–2035. Đây không chỉ là bài toán xây nhà máy: kho, đường ống, lưới truyền tải và khả năng tiêu thụ phải cùng tiến độ. Nếu một mắt xích chậm, vốn đầu tư có thể nằm chờ, còn hệ thống điện không nhận được nguồn cung đúng lúc.
Giá, hợp đồng và đầu ra quyết định khả năng huy động vốn
Với đầu tư điện khí LNG, nhà đầu tư cần biết cơ chế giá LNG vận hành ra sao, điện được mua theo điều khoản nào và lượng khí có đầu ra đủ chắc chắn hay không. Đây không phải thủ tục phụ: các điều kiện ấy quyết định dự án có thể thu xếp vốn hay không. Đại diện phía Hoa Kỳ nhấn mạnh các dự án cần quy định ổn định, dễ dự báo, cơ chế định giá minh bạch, hợp đồng có khả năng đáp ứng yêu cầu tài trợ vốn và quy trình cấp phép phù hợp tiêu chuẩn quốc tế.
Cam kết tiêu thụ quá lỏng khiến bên cho vay nghi ngờ dòng tiền; bao tiêu quá cứng lại đẩy rủi ro giá nhiên liệu và sản lượng sang bên mua điện. LNG nhập khẩu thường đắt hơn nhiều nguồn năng lượng truyền thống, trong khi hiệu quả nhà máy phụ thuộc mạnh vào mức độ được huy động. Vì thế, hợp đồng mua bán điện và hợp đồng cung ứng khí cần phối hợp được thời hạn, sản lượng, điều kiện điều chỉnh giá và nghĩa vụ khi hệ thống không huy động đủ. Không thể yêu cầu nhà đầu tư gánh mọi bất định, nhưng cũng không nên biến người tiêu dùng thành nơi mặc định hấp thụ mọi rủi ro.
Cơ chế tốt phải đủ tin cậy để ngân hàng và nhà đầu tư định giá rủi ro, đồng thời giữ được dư địa vận hành cho hệ thống điện. Sự minh bạch về cách xử lý biến động nhiên liệu, tỷ giá, bao tiêu và huy động điện quan trọng hơn một lời hứa mua dài hạn không có nguyên tắc chia sẻ rõ ràng.
Kho LNG trung tâm có thể giảm trùng lặp và tăng độ linh hoạt
PV GAS đề xuất chuyển từ mô hình mỗi nhà máy gắn với một kho riêng sang xây dựng kho LNG trung tâm từ Bắc vào Nam, kết nối bằng đường ống trục tới các nhà máy điện và hộ tiêu thụ khác. Cách tiếp cận dùng chung có lý do thuyết phục: tập hợp nhu cầu có thể tận dụng quy mô nguồn cung, tránh nhân bản công trình và giúp nhiều bên tiếp cận hạ tầng.
Mạng lưới liên kết còn giảm sự phụ thuộc vào một kho hoặc một nhà máy đơn lẻ khi xảy ra sự cố. Tuy nhiên, lợi ích đó chỉ thành hiện thực nếu quyền tiếp cận, phí sử dụng, trách nhiệm vận hành và quy tắc phân bổ công suất được công khai từ đầu. Nếu thiếu các quy định này, hạ tầng dùng chung có thể trở thành điểm tranh chấp mới thay vì nền tảng mở rộng thị trường.
Hiện Việt Nam mới có hai kho LNG tại khu vực phía Nam; kho LNG Vũng Áng đang lựa chọn nhà thầu EPC và dự kiến khởi công vào cuối năm 2026. Mốc này cho thấy cần gắn tiến độ xây kho với đường ống, nhà máy và lưới điện, thay vì đo thành công chỉ bằng số công trình khởi công. Bộ Công Thương dự kiến hoàn thành cập nhật Quy hoạch điện VIII điều chỉnh trong tháng 11/2026. Đây là cơ hội để đưa hạ tầng liên vùng và cơ chế chia sẻ vào quy hoạch cụ thể, không để chúng dừng ở định hướng.
Chia sẻ rủi ro để vốn tư nhân có thể tham gia
KN Energies, doanh nghiệp có kinh nghiệm phát triển và vận hành hạ tầng LNG quốc tế, bày tỏ mong muốn tham gia các dự án tại Việt Nam với những vai trò như đơn vị vận hành, đối tác đồng đầu tư hoặc tư vấn phát triển hạ tầng. Kinh nghiệm quốc tế có thể hữu ích, nhưng để biến sự quan tâm thành dự án, cần xác định rõ ai chịu trách nhiệm với rủi ro xây dựng, vận hành, nguồn cung, giá nhiên liệu và đầu ra.
Phân bổ rủi ro hợp lý không có nghĩa chuyển hết nghĩa vụ cho một bên. Nhà đầu tư có thể quản lý rủi ro xây dựng và hiệu suất tài sản; đơn vị vận hành chịu trách nhiệm về an toàn, độ sẵn sàng; bên mua năng lượng cần có cam kết tiêu thụ phù hợp khả năng chi trả và nhu cầu hệ thống. Nhà nước phải tạo khung quy tắc ổn định, minh bạch để các bên biết nghĩa vụ dài hạn của mình.
Người dân và doanh nghiệp sử dụng điện cũng chịu tác động nếu bao tiêu cứng nhắc đẩy chi phí nhiên liệu vào giá điện, hoặc nếu cam kết thiếu tin cậy khiến dự án không thể huy động vốn. Bởi vậy, mục tiêu không phải bảo đảm lợi nhuận bằng mọi giá, mà là chia rủi ro theo khả năng kiểm soát, đồng thời kiểm soát chi phí cung ứng và khả năng chi trả. Việt Nam chỉ mở rộng được hạ tầng LNG khi cơ chế, hợp đồng và công trình dùng chung cùng tiến về một hướng.
