Điện khí LNG Việt Nam: Nguồn nền kỳ vọng và khoảng cách thực tế
Điện khí LNG Việt Nam là hệ thống các nhà máy điện sử dụng khí tự nhiên hoá lỏng nhập khẩu làm nhiên liệu, được quy hoạch đóng vai trò nguồn điện nền linh hoạt, thay thế dần nhiệt điện than và hỗ trợ tích hợp năng lượng tái tạo trong tiến trình chuyển dịch năng lượng quốc gia.
Mấu chốt câu chuyện hiện nay là: quy hoạch điện VIII điều chỉnh đặt mục tiêu phát triển hơn 36.000 MW điện khí LNG nhập khẩu đến năm 2035, nhưng phần lớn công suất này vẫn nằm trên giấy. Trong số các dự án điện khí LNG được đưa vào quy hoạch, đến nay mới có Nhơn Trạch 3 và 4 đi vào phát điện, còn hàng loạt dự án như Sơn Mỹ, Long An, Bạc Liêu, Hải Phòng, Quảng Ninh, Cà Ná… vẫn loay hoay ở giai đoạn chuẩn bị đầu tư. Sự chậm trễ này không chỉ là vấn đề kỹ thuật hay thủ tục; đó là dấu hiệu cho thấy hệ thống cơ chế chưa đủ phù hợp để biến tham vọng LNG thành hiện thực. Nếu không nhìn thẳng vào nút thắt thể chế, khoảng cách giữa quy hoạch điện VIII và triển khai sẽ ngày càng rộng hơn.
Tại sao 36.000 MW LNG trên quy hoạch lại chậm thành hiện thực?
Một hệ thống điện muốn có thêm 36.000 MW LNG không thể chỉ dựa vào vài dòng trong quy hoạch; nó cần một chuỗi cơ chế và thị trường đồng bộ. Thực tế, các dự án điện khí LNG đang vướng ở hầu hết các khâu: cơ chế đầu tư, đàm phán hợp đồng mua bán điện (PPA), thu xếp vốn, xây dựng kho cảng và hạ tầng tiếp nhận LNG. Theo đánh giá, các dự án này rất chậm trong quá trình triển khai vì khó khăn tài chính, thiếu thiết bị tuabin, PPA chưa chốt và giá LNG nhập khẩu cao, biến động mạnh.
Nguyên nhân sâu xa là thị trường điện cạnh tranh mới hình thành từng phần, trong khi thị trường LNG gần như chưa có cấu trúc rõ ràng. Tín hiệu giá vì thế không phản ánh đúng cung – cầu, còn cơ chế điều chỉnh giá thì cứng nhắc. Với một loại nhiên liệu biến động mạnh như LNG, nếu không có cơ chế giá điện linh hoạt theo thị trường, nhà đầu tư khó mà xây dựng phương án tài chính dài hạn. Nói thẳng, chúng ta yêu cầu nhà đầu tư “mạo hiểm” với các dự án LNG nhưng lại chưa chia sẻ rủi ro đủ rõ ràng. Khi PPA không quy định chắc chắn về thời hạn, sản lượng cam kết (Qc), nghĩa vụ thanh toán và cơ chế xử lý rủi ro, quyết định đầu tư cuối cùng (FID) sẽ luôn bị trì hoãn.
Nguy cơ thiếu điện năm 2030: Bóng đen sau những con số quy hoạch
Trong ngắn hạn, hệ thống điện dường như vẫn “ổn”: năm 2026, tổng sản lượng điện sản xuất ước đạt 354,4 tỷ kWh, tăng gần 9,7% so với năm trước; công suất cực đại đạt 57.537 MW, cao hơn 6,4% so với mức kỷ lục năm 2025. Những con số này dễ tạo cảm giác yên tâm, nhưng nếu dừng ở đó, chúng ta sẽ bỏ qua một lỗ hổng nguy hiểm ở giai đoạn sau.
Theo tính toán, năm 2027 cả nước dự kiến thiếu khoảng 4.256 MW công suất và 2,9 tỷ kWh điện, và đến năm 2030, mức thiếu hụt có thể tăng lên gần 14.000 MW cùng hơn 61 tỷ kWh; riêng miền Bắc thiếu khoảng 13.000 MW và gần 45 tỷ kWh. Đây không phải cảnh báo trừu tượng mà là rủi ro rất cụ thể cho an ninh năng lượng. Điều đáng nói là trong khi hệ thống được dự báo thiếu nearly 14.000 MW vào năm 2030, hầu hết dự án LNG triển khai vẫn ở giai đoạn chuẩn bị đầu tư, chưa khởi công. Nói cách khác, chúng ta đang tiến dần đến giai đoạn thiếu điện năm 2030 với niềm tin đặt vào những dự án chưa bắt đầu xây dựng.
Nút thắt cơ chế: Trách nhiệm không thể đẩy hết cho nhà đầu tư
Nếu chỉ đổ lỗi cho tiến độ dự án chậm mà không thay đổi cơ chế, câu chuyện điện khí LNG Việt Nam sẽ lặp lại vòng xoáy “quy hoạch – chậm trễ – thiếu điện”. Điểm nghẽn lớn hiện nay chính là cơ chế phân bổ và chia sẻ rủi ro chưa đủ rõ ràng, khiến nhiều dự án chưa thể đạt quyết định đầu tư cuối cùng. Các dự án LNG có suất đầu tư lớn, thời gian thu hồi vốn dài và phụ thuộc nặng vào giá nhiên liệu nhập khẩu, nên nhà đầu tư sẽ không chấp nhận gánh phần lớn rủi ro mà không có khung PPA rõ ràng.
Theo các đề xuất chuyên gia, cơ chế giá điện LNG phải theo nguyên tắc thị trường, cho phép điều chỉnh linh hoạt theo giá nhiên liệu. PPA cần quy định rõ cách xác định giá điện để bảo đảm thu hồi chi phí đầu tư, tài chính, vận hành, nhiên liệu và mức lợi nhuận phù hợp với rủi ro dự án. Đồng thời, cần chấp nhận cơ chế mua bán điện trực tiếp (DPPA), trong đó EVN không phải người mua duy nhất, mở thêm kênh tiêu thụ điện cho nhà máy LNG. Nhà nước không thể yêu cầu thị trường phát triển trong khi khung pháp lý vẫn “nửa bao cấp, nửa thị trường”. Nếu Luật Điện lực sửa đổi không nói rõ nguyên tắc giá trong PPA, chúng ta sẽ tiếp tục kẹt ở mức quy hoạch đẹp nhưng thực thi yếu.
Lối ra: Đón đầu nhu cầu thay vì chạy theo điểm nghẽn
Điểm tích cực là một số dự án nguồn, đặc biệt chuỗi khí – điện Lô B và một số dự án thuỷ điện, đã có chuyển biến tiến độ so với cuối năm 2025. Một số dự án điện khí LNG đã lựa chọn nhà đầu tư và đang hoàn thiện thủ tục, giải phóng mặt bằng, thu xếp vốn, đàm phán hợp đồng thương mại. Tuy vậy, Bộ Công Thương vẫn lo ngại nếu không có giải pháp quyết liệt, nhiều dự án sẽ không kịp tiến độ đưa vào vận hành theo quy hoạch điện VIII điều chỉnh, ảnh hưởng mục tiêu an ninh năng lượng giai đoạn 2028-2030.
Nhìn rộng hơn, các dự án điện khí LNG phụ thuộc vào một hệ sinh thái gắn kết: khung chính sách – thương mại, tài chính, hạ tầng nhiên liệu và lưới điện, công nghệ và năng lực triển khai. Nếu một mắt xích chậm, cả chuỗi dự án sẽ chậm. Như nhận định, “chúng ta cần ưu tiên chủ động đón đầu nhu cầu, thay vì ứng phó thụ động với những điểm nghẽn sau khi chúng xuất hiện”. Điều này đồng nghĩa với việc phải đầu tư kịp thời và đồng bộ vào nguồn điện, lưới điện và các giải pháp tăng tính linh hoạt hệ thống để vừa đáp ứng tăng trưởng, vừa tiến tới mục tiêu giảm phát thải. Nói gọn: muốn điện khí LNG trở thành trụ cột thay vì khẩu hiệu, Việt Nam phải gỡ nút thắt cơ chế, hoàn thiện thị trường điện và LNG, và chấp nhận chia sẻ rủi ro một cách minh bạch với nhà đầu tư.
