Điện LNG – mắt xích chiến lược đang bị “gãy nhịp”
Các dự án điện LNG là những nhà máy nhiệt điện sử dụng khí thiên nhiên hóa lỏng nhập khẩu, được quy hoạch như nguồn điện nền linh hoạt giúp bù đắp sự biến động của năng lượng tái tạo, thay thế dần các nhà máy than già cỗi và giữ vai trò then chốt trong bảo đảm an ninh năng lượng, nhất là giai đoạn 2025-2035 khi nhu cầu điện công nghiệp tăng mạnh.
Thế nhưng mắt xích chiến lược này đang bị “gãy nhịp”. Trong danh mục trọng điểm hiện có 18 dự án nhiệt điện LNG, bên cạnh một dự án than duy nhất. Đến nay, 16/18 dự án điện LNG đã chọn được nhà đầu tư, nhưng hầu hết vẫn loay hoay ở giai đoạn chuẩn bị, chưa thể khởi công. Thay vì trở thành trụ cột mới cho hệ thống, chúng lại là mảng xám lớn nhất trong bài toán an ninh năng lượng. Khi cả nền kinh tế đang sốt ruột với nguy cơ thiếu điện sản xuất, sự chậm trễ này không còn là vấn đề nội bộ của từng dự án, mà là rủi ro hệ thống.
Từ quy hoạch đẹp trên giấy đến thực tế ì ạch
Quy hoạch điện VIII điều chỉnh đặt cược lớn vào các dự án điện LNG: giai đoạn 2025-2035, cả nước dự kiến xây dựng và đưa vào vận hành 22 dự án nhiệt điện LNG. Riêng đến năm 2030, 15 dự án được kỳ vọng vận hành thương mại với tổng công suất 22.524 MW, tương đương khoảng 9,5–12,3% tổng công suất nguồn điện quốc gia. Đây không chỉ là con số trên giấy, mà là phần sản lượng được “tính trước” vào các kịch bản cung cầu điện và kế hoạch phát triển công nghiệp.
Thực tế lại phũ phàng: đến nay mới chỉ có Nhà máy điện Nhơn Trạch 3 và Nhơn Trạch 4 đi vào vận hành thương mại. Khoảng cách giữa quy hoạch và thực thi vì thế ngày càng rộng. Bộ Công Thương đã phải thẳng thắn cảnh báo rằng nếu không có giải pháp quyết liệt, nhiều dự án sẽ không kịp tiến độ, đe dọa mục tiêu bảo đảm an ninh năng lượng trong các năm 2028–2030. Nói cách khác, chúng ta đang dựa vào một trụ cột mà bản thân nó chưa hình thành.
Ba nút thắt: pháp lý, vốn và hợp đồng mua bán điện
Vì sao 16 dự án điện LNG đã có nhà đầu tư vẫn mắc kẹt? Câu trả lời nằm ở ba nút thắt đan xen. Thứ nhất là thủ tục: nhiều dự án vẫn đang hoàn thiện hồ sơ pháp lý, giải phóng mặt bằng và chuẩn bị hạ tầng nhập khẩu nhiên liệu, từ cảng tiếp nhận, kho chứa, hệ thống tái hóa khí, đường ống đến lưới truyền tải. Chỉ cần một khâu chậm, cả chuỗi trung tâm điện khí phải “nằm chờ”.
Thứ hai là vốn: mỗi dự án cần lượng vốn đầu tư rất lớn, thời gian hoàn vốn kéo dài, trong khi giá LNG nhập khẩu lại phụ thuộc thị trường thế giới, chi phí vận chuyển, tỷ giá và biến động địa chính trị. Các tổ chức tín dụng sẽ không giải ngân nếu chưa nhìn thấy dòng tiền và cơ chế chia sẻ rủi ro rõ ràng. Thứ ba, và cũng là điểm nghẽn lớn nhất, chính là hợp đồng mua bán điện (PPA). Nhà đầu tư cần biết nhà máy sẽ được huy động bao nhiêu điện, giá bán ra sao, và ai chịu phần rủi ro khi giá LNG hay tỷ giá biến động. Không ai xuống tiền khi câu hỏi sống còn đó vẫn bị bỏ ngỏ.
PPA: Cân rủi ro cho nhà đầu tư mà không “đổ” hết vào giá điện
Theo cơ chế hiện hành, sản lượng điện hợp đồng tối thiểu dài hạn cho dự án dùng LNG nhập khẩu không thấp hơn 65% sản lượng điện phát bình quân nhiều năm, áp dụng trong thời hạn trả nợ nhưng không quá 10 năm. Bộ Công Thương đang đề xuất nâng lên 75% và kéo dài thời gian tối đa 15 năm để tạo dòng tiền ổn định hơn, hỗ trợ thu xếp vốn. Đây là bước nhượng bộ rõ rệt với nhà đầu tư.
Thế nhưng, nhiều nhà đầu tư vẫn cho rằng mức này chưa đủ hấp dẫn, đề nghị nâng sản lượng hợp đồng lên 85–95% và kéo dài 20–25 năm. Về phía cơ quan quản lý, lo ngại là có cơ sở: nếu sản lượng hợp đồng vượt 80%, nguy cơ cam kết mua điện cao hơn nhu cầu huy động thực tế sẽ xuất hiện; bên mua có thể phải trả tiền cho cả phần điện không phát, làm tăng chi phí toàn hệ thống. Nếu cơ chế thiếu minh bạch, phần chi phí tăng này cuối cùng rất dễ bị đẩy sang người sử dụng điện. Bài toán PPA vì thế là cuộc mặc cả về rủi ro: nếu bảo vệ nhà đầu tư quá mức, người dân và doanh nghiệp sẽ là bên gánh.
Nguy cơ thiếu điện 2028–2030 và lựa chọn không dễ cho chính sách
Bộ Công Thương đã cảnh báo công khai rằng nếu các nút thắt không sớm được gỡ, nhiều dự án điện LNG sẽ trễ hẹn so với Quy hoạch điện VIII điều chỉnh, kéo theo rủi ro cho mục tiêu an ninh năng lượng giai đoạn 2028–2030. Nguy cơ không chỉ là thiếu điện giờ cao điểm, mà còn là mất niềm tin của nhà đầu tư công nghiệp vào khả năng cấp điện ổn định. Khi 22.524 MW điện LNG được “tính trước” vào cân bằng cung cầu nhưng thực tế chậm trễ, mọi kế hoạch sản xuất, nhất là trong các khu công nghiệp trọng điểm, đều đứng trước một dấu hỏi.
Trong bối cảnh đó, lựa chọn chính sách trở nên khó khăn: nếu nới PPA quá rộng để hút vốn, nguy cơ tăng chi phí hệ thống và áp lực lên giá điện là rất rõ. Nếu giữ quan điểm thận trọng, các dự án tiếp tục ì ạch và nguy cơ thiếu điện ngày càng gần. Điều cần lúc này là một gói giải pháp đồng bộ: rút gọn thủ tục cho các dự án điện LNG, chốt sớm cơ chế PPA đủ hấp dẫn nhưng có trần rủi ro rõ ràng, và minh bạch hóa cách phân bổ chi phí để người dùng điện không trở thành “bên chịu trận” cuối cùng. Nếu không, những cảnh báo về thiếu điện sẽ không còn là dự báo, mà trở thành thực tế khó đảo ngược.
