Điện khí LNG: Kỳ vọng thành điểm tựa, thực tế thành điểm nghẽn
Dự án điện LNG là chuỗi công trình sử dụng khí tự nhiên hoá lỏng nhập khẩu để phát điện, gồm cảng tiếp nhận, kho chứa, hệ thống tái hóa khí, đường ống, nhà máy điện và lưới truyền tải, được quy hoạch để bổ sung công suất đáng kể cho hệ thống và giảm phụ thuộc vào than, thủy điện trong giai đoạn nhu cầu tăng mạnh. Quan điểm xuyên suốt hiện nay là: nếu điện khí LNG không kịp trở thành trụ cột mới, nguy cơ thiếu điện Việt Nam từ 2028-2030 không còn là cảnh báo mà sẽ là hiện thực. Báo cáo của Bộ Công Thương cho biết danh mục dự án trọng điểm đang có 18 dự án điện LNG và một dự án nhiệt điện than, không tính điện hạt nhân. Đáng chú ý, 16 của 18 dự án điện LNG đã lựa chọn được chủ đầu tư nhưng phần lớn vẫn mắc kẹt ở khâu chuẩn bị đầu tư, chưa khởi công xây dựng. Việc chậm biến “quy hoạch trên giấy” thành “nhà máy phát điện” là vấn đề an ninh năng lượng chứ không chỉ là câu chuyện tiến độ.
Tại sao 16 dự án đã có chủ đầu tư vẫn đứng bánh: vốn, PPA và rủi ro LNG
Việc lựa chọn được nhà đầu tư mới chỉ là bước khởi đầu đầy hình thức; các dự án điện LNG đang bị trói trong mạng lưới pháp lý, tài chính và rủi ro thị trường. Nhà đầu tư phải cùng lúc hoàn thiện hồ sơ pháp lý, giải phóng mặt bằng, thu xếp vốn, đàm phán hợp đồng mua bán điện và chuẩn bị hạ tầng nhập khẩu nhiên liệu, trong khi chưa có câu trả lời rõ ràng về dòng tiền. Theo cơ chế hiện hành, sản lượng điện hợp đồng tối thiểu dài hạn cho dự án dùng LNG nhập khẩu là 65% sản lượng phát bình quân nhiều năm, áp dụng trong thời hạn trả nợ nhưng không quá 10 năm. Bộ Công Thương đề xuất nâng lên 75% và kéo dài tối đa 15 năm để tạo dòng tiền ổn định hơn. Nhưng nhà đầu tư muốn mức 85–95% trong 20–25 năm, tức đòi hỏi nhà nước “bảo lãnh rủi ro” cho gần như cả vòng đời dự án. Trong khi đó, giá LNG nhập khẩu chịu tác động mạnh của thị trường thế giới, chi phí vận chuyển, tỷ giá và biến động địa chính trị. Khi giá nhiên liệu, tỷ giá và sản lượng huy động đều biến động mà hợp đồng mua bán điện chưa phân chia rủi ro minh bạch, ngân hàng không muốn cho vay, còn nhà đầu tư không dám xuống tiền. PGS.TS Ngô Trí Long nhận định hai điểm nghẽn lớn nhất của điện khí LNG hiện nay là vốn và thị trường: nếu không gỡ đồng thời, mọi cơ chế riêng lẻ chỉ là “vá víu”.
| Thông số PPA LNG nhập khẩu | Hiện hành | Đề xuất Bộ Công Thương |
|---|---|---|
| Tỷ lệ sản lượng điện hợp đồng tối thiểu | 65% sản lượng phát bình quân nhiều năm | 75% sản lượng phát bình quân nhiều năm |
| Thời gian áp dụng tối đa | 10 năm trong thời hạn trả nợ | 15 năm trong thời hạn trả nợ |
Khoảng trống công suất đến 2030 và sức ép lên người dùng điện
Quy hoạch điện VIII điều chỉnh dự kiến từ 2025-2035 sẽ có 22 dự án điện LNG được xây dựng và đưa vào vận hành. Riêng đến năm 2030, 15 dự án điện LNG với tổng công suất 22.524 MW, tương đương khoảng 9,5–12,3% tổng công suất nguồn điện phục vụ nhu cầu trong nước, được kỳ vọng sẽ vận hành thương mại. Tuy nhiên, đến nay mới chỉ có Nhơn Trạch 3 và Nhơn Trạch 4 chính thức phát điện, cho thấy khoảng cách rất lớn giữa kế hoạch trên giấy và thực tế. Theo Bộ Công Thương, nếu không có giải pháp quyết liệt, nhiều dự án có nguy cơ không đáp ứng tiến độ, ảnh hưởng trực tiếp mục tiêu bảo đảm an ninh năng lượng trong các năm 2028–2030. Nguy cơ thiếu điện Việt Nam không chỉ là cảnh cắt giảm sản xuất, mà còn là hoá đơn điện tăng do chi phí hệ thống cao hơn. Bộ Công Thương tính toán nếu sản lượng hợp đồng vượt 80%, hệ thống có thể phải trả tiền cho sản lượng không phát, làm tăng chi phí chung. Và như PGS.TS Ngô Trí Long cảnh báo, khi cơ chế thiếu minh bạch, chi phí tăng thêm đó cuối cùng rất có thể sẽ được chuyển sang người sử dụng điện.
Điện LNG nên là “nhịp cầu” nối sang năng lượng sạch, không là chiếc khóa mới
Trong quá trình chuyển dịch năng lượng, điện khí LNG thường được xem là nguồn “nhịp cầu” giữa hệ thống dựa trên than và tương lai năng lượng tái tạo, nhờ khả năng phát điện linh hoạt và phát thải thấp hơn nhiệt điện than. Tuy nhiên, cách chúng ta thiết kế hợp đồng mua bán điện và chia sẻ rủi ro đang biến nhịp cầu này thành chiếc khóa mới cho cả hệ thống. Cần thừa nhận rằng mỗi dự án điện LNG là một khoản đầu tư khổng lồ với thời gian hoàn vốn dài, nên nhà đầu tư sẽ luôn đòi hỏi bảo đảm sản lượng và giá điện đủ chắc chắn. Nhưng không thể giải bài toán rủi ro bằng cách “cài” mọi chi phí vào giá điện và bắt người dùng gánh hộ. Mục tiêu phải là hợp đồng minh bạch, có cơ chế chia sẻ rủi ro LNG nhập khẩu khôn ngoan, đồng thời xây dựng thị trường điện cạnh tranh hơn để phát tín hiệu giá rõ ràng, giúp điện LNG đứng cạnh năng lượng tái tạo như một phần trong bức tranh đa dạng, thay vì lấn át và làm trì hoãn chuyển dịch xanh.
Kết luận: Nếu không dám quyết với PPA và thị trường, nguy cơ thiếu điện sẽ thành hiện thực
Thông điệp rõ ràng của loạt dự án điện LNG chậm tiến độ là: vấn đề không nằm ở thiếu nhà đầu tư, mà ở những cơ chế nửa vời chưa đủ để biến dự án thành nhà máy phát điện. Khi 16 của 18 dự án trọng điểm đã có chủ đầu tư nhưng vẫn “đứng hình” vì vốn, hợp đồng mua bán điện và rủi ro LNG, chúng ta đang đánh cược an ninh năng lượng giai đoạn 2028–2030 bằng sự chậm trễ trong cải cách thị trường. Muốn tránh kịch bản thiếu điện Việt Nam, cơ quan quản lý phải dám lựa chọn: hoặc chấp nhận một mức bảo đảm sản lượng hợp lý nhưng không đẩy mọi rủi ro vào hệ thống, hoặc để thị trường điện thực sự vận hành cạnh tranh hơn và tạo cơ hội cho cả điện LNG lẫn năng lượng tái tạo cùng phát triển. Không quyết bây giờ, khi các mốc 2030 đang tới gần, cái giá phải trả sẽ không chỉ là những dự án chậm tiến độ, mà là niềm tin của người dân và doanh nghiệp vào khả năng hoạch định chính sách năng lượng.
