Nguồn khí phải đi cùng hạ tầng và hợp đồng
LNG cho sản xuất điện là khí thiên nhiên được làm lạnh thành chất lỏng để vận chuyển bằng tàu biển, sau đó tiếp nhận, lưu trữ và tái hóa thành khí cấp cho nhà máy điện. Đây không chỉ là câu chuyện mua nhiên liệu: hiệu quả phụ thuộc vào cả nguồn nhập khẩu, kho cảng, đường ống và hợp đồng cung ứng.
Yêu cầu ấy đang trở nên cấp thiết khi Quy hoạch điện VIII điều chỉnh dự kiến phát triển 15 dự án điện khí LNG với tổng công suất hơn 25,6 GW. Nhưng số dự án trong quy hoạch không tự biến thành nguồn điện đáng tin cậy. Nếu LNG đến chậm, kho tiếp nhận thiếu công suất hoặc giá nhiên liệu khó cạnh tranh, nhà máy sẽ khó vận hành theo kế hoạch. Bởi vậy, chiến lược đúng không phải đặt cược vào một nước xuất khẩu hay một dự án đơn lẻ, mà là xây chuỗi cung ứng có nhiều lựa chọn và có khả năng đưa nhiên liệu đến đúng nơi cần dùng.
Người dân không mua LNG trực tiếp, nhưng tác động sẽ hiện diện qua độ ổn định của nguồn điện và áp lực chi phí phát điện. Đa dạng hóa thị trường, mở rộng hạ tầng tiếp nhận và ký hợp đồng dài hạn vì thế cần được xem là các mắt xích của an ninh điện, không phải những dự án tách rời.
Đa dạng nguồn nhập khẩu để tránh phụ thuộc
Việt Nam có thể tiếp cận LNG từ Trung Đông, châu Á - Thái Bình Dương và Nga, nhưng mỗi lựa chọn đem theo một dạng lợi thế và rủi ro. Qatar nổi bật nhờ trữ lượng lớn, năng lực sản xuất và hạ tầng xuất khẩu hoàn thiện; năm 2025, LNG Qatar chiếm khoảng 26,4% lượng LNG nhập khẩu của Việt Nam. Tuy nhiên, tuyến hàng hải qua eo biển Hormuz khiến nguồn hàng này chịu rủi ro địa chính trị.
Ở châu Á - Thái Bình Dương, Australia và Malaysia có lợi thế về khoảng cách vận chuyển, giúp bổ sung lựa chọn gần hơn. Nga sở hữu nguồn tài nguyên và sản lượng khí lớn, song xuất khẩu LNG chịu tác động của các lệnh trừng phạt. Nguồn từ Canada cũng được nêu trong các trao đổi về phương án cung ứng cho kho trung tâm Nghi Sơn. Không thị trường nào xóa được toàn bộ rủi ro, nên đa nguồn là lựa chọn thực tế hơn là tìm một nhà cung cấp duy nhất.
Hạ tầng hiện có gồm Kho LNG Thị Vải, với công suất tiếp nhận 1 triệu tấn mỗi năm và kế hoạch nâng lên 3 triệu tấn, cùng cảng LNG Cái Mép có công suất khoảng 3 triệu tấn mỗi năm. Hợp đồng dài hạn với Shell cho giai đoạn 2027–2031 cũng góp phần làm dày nguồn cung. Tuy vậy, năng lực trên giấy chỉ có giá trị khi gắn được với nhu cầu và mạng lưới vận chuyển.
Nghi Sơn và Vũng Áng: kho chứa là mắt xích chiến lược
Sáng 29/10, lãnh đạo tỉnh Thanh Hóa làm việc với Gulf Energy, Greenwell Energy Việt Nam và các đối tác về chuỗi cung ứng khí cùng phương án nghiên cứu kho LNG trung tâm tại Khu kinh tế Nghi Sơn. Hồ sơ đề xuất đặt kho ở khu vực đảo Hòn Mê: giai đoạn đầu dự kiến tiếp nhận khoảng 3 triệu tấn mỗi năm, có thể mở rộng lên 6 triệu tấn. Phương án còn tính đến đường ống ngầm dưới biển cấp khí cho các nhà máy điện ở miền Bắc và tuyến Hòn Mê – Quỳnh Lập.
Đây mới là phương án đang được nghiên cứu, không phải một kho đã sẵn sàng hoạt động. Giá trị của mô hình LNG Hub nằm ở khả năng dùng chung hạ tầng và kết nối nhiều nhà máy; thách thức là phải hoàn thiện thủ tục, tuyến ống, hợp đồng mua bán điện và cơ chế phân bổ công suất. Nếu các mắt xích ấy không đồng bộ, kho lớn vẫn có thể thiếu đầu ra hoặc không đưa khí đến đúng nơi.
Ở Hà Tĩnh, PV GAS và các cơ quan địa phương tổ chức hội thảo thúc đẩy Kho LNG Vũng Áng, dự án có công suất đến 3 triệu tấn mỗi năm, được xếp vào danh mục công trình quan trọng quốc gia, trọng điểm ngành năng lượng. Mục tiêu là sẵn sàng tiếp nhận LNG trong quý I/2030; kho được định hướng cấp khí cho các nhà máy điện Vũng Áng III, Quảng Trạch II và Quảng Trạch III. Đây là mốc tham vọng, nên tiến độ pháp lý, kỹ thuật và phối hợp địa phương phải được theo dõi sát.
Cam kết cung ứng phải nối với kế hoạch phát điện
Hạ tầng mới cần một kế hoạch vận hành thực tế ngay từ đầu. PV GAS và EVNGENCO3 gần đây đã trao đổi về duy trì khí nội địa, từng bước chuyển sang LNG và bảo đảm nhiên liệu cho sản xuất điện. Hai bên thống nhất phương án cung cấp khí đáp ứng nhu cầu năm 2027 và dài hạn. Đây là bước đáng chú ý vì quan hệ cung cấp khí giữa hai đơn vị đã kéo dài hơn ba thập kỷ.
Trong bối cảnh nguồn khí trong nước suy giảm, PV GAS cho biết đã nâng khả năng tái hóa tại Kho cảng LNG Thị Vải lên 9,5 triệu mét khối tiêu chuẩn mỗi ngày, đồng thời tìm giải pháp bảo đảm LNG tái hóa dài hạn và tối ưu chi phí phát điện. Con số này cho thấy năng lực xử lý đã được tăng cường, nhưng không thay thế được việc bảo đảm tàu hàng, hợp đồng và khả năng vận chuyển khí đến nhà máy.
Điều cần ưu tiên là phối hợp tiến độ giữa nguồn nhập khẩu, kho chứa, đường ống và lịch chạy máy. Kho LNG Nghi Sơn còn ở giai đoạn nghiên cứu; Kho LNG Vũng Áng hướng tới quý I/2030; còn hợp tác giữa PV GAS và EVNGENCO3 đã tính đến nhu cầu từ năm 2027. Nếu các mốc này được kết nối bằng hợp đồng minh bạch và phương án dự phòng, LNG có thể bổ sung độ linh hoạt cho hệ thống điện. Nếu không, Việt Nam sẽ có nhiều dự án nhưng vẫn thiếu sự chắc chắn về nhiên liệu.
