Điện khí LNG – “nhiên liệu cầu nối” nhưng đang bị chậm nhịp
Điện khí LNG Việt Nam là các dự án nhà máy điện sử dụng khí tự nhiên hóa lỏng nhập khẩu làm nhiên liệu, được quy hoạch như nguồn điện nền ổn định để hỗ trợ hệ thống điện có tỷ trọng năng lượng tái tạo ngày càng cao, đồng thời giảm phát thải so với nhiệt điện than và bảo đảm an ninh năng lượng trong giai đoạn chuyển dịch năng lượng. Vấn đề là, đội dự án điện khí LNG được kỳ vọng sẽ lên lưới mạnh mẽ trước mốc dự án năng lượng 2030 lại đang mắc kẹt ở đúng những điểm yếu nhất: tài chính dự án LNG, hợp đồng mua bán điện và rủi ro nhập khẩu nhiên liệu. Theo quy hoạch điện VIII điều chỉnh, đến 2030 phải có 15 dự án LNG với tổng công suất 22.524 MW vận hành thương mại, chiếm khoảng 9,5-12,3% tổng công suất phục vụ nhu cầu trong nước. Nếu không tháo gỡ nhanh, mục tiêu này sẽ chỉ nằm trên giấy, để lại khoảng trống đáng lo cho an ninh năng lượng giai đoạn 2028-2030.
Nút thắt tài chính và hợp đồng mua bán điện: rủi ro đang thắng niềm tin
Phần lớn các dự án điện khí LNG hiện vẫn dừng ở giai đoạn tiền đầu tư, chưa bước vào thi công, vì nhà đầu tư chưa thu xếp được tài chính và còn lúng túng với thủ tục pháp lý, giải phóng mặt bằng, cũng như cơ sở hạ tầng nhập khẩu LNG. Điều này cho thấy ngân hàng và tổ chức tín dụng vẫn chưa đủ tin vào khả năng thu hồi vốn từ các dự án LNG – nơi chi phí đầu tư ban đầu lớn, thời gian hoàn vốn dài, trong khi giá nhiên liệu nhập khẩu, cước vận chuyển và tỷ giá đều biến động mạnh. Chìa khóa để mở cánh cửa tài chính là hợp đồng mua bán điện. Bộ Công Thương thừa nhận điều khoản PPA đang là trở ngại lớn nhất: để được cấp vốn, nhà đầu tư cần sự chắc chắn về sản lượng huy động, cơ chế giá điện và cách chia sẻ rủi ro khi giá LNG, tỷ giá thay đổi. Theo cơ chế hiện hành, sản lượng điện hợp đồng tối thiểu trong thời gian trả nợ chỉ 65% sản lượng trung bình năm và tối đa 10 năm; cơ quan quản lý đã đề xuất nâng lên 75% và kéo dài 15 năm, nhưng việc này còn phụ thuộc quyết định chính sách. Khi cơ chế chưa rõ ràng, ngân hàng sẽ dè dặt, nhà đầu tư sẽ chậm chân.
Rủi ro nhập khẩu LNG: bài toán biến động toàn cầu đặt lên lưới điện quốc gia
Không giống các nguồn nội địa như than hoặc khí trong nước, điện khí LNG Việt Nam phụ thuộc gần như hoàn toàn vào thị trường quốc tế. Các nhà máy LNG phải đối mặt với chuỗi rủi ro: giá nhiên liệu chịu tác động cung – cầu toàn cầu, chi phí vận chuyển đường biển có thể tăng sốc, cộng thêm biến động tỷ giá và yếu tố địa chính trị. Khi mọi biến số đều mang xu hướng khó đoán, mô hình tài chính dài hạn của dự án bị phá vỡ rất dễ dàng. Đây là lý do các tổ chức cho vay yêu cầu PPA phải phản ánh rõ cách chia sẻ rủi ro giữa bên mua và bên bán trong trường hợp điều kiện thị trường thay đổi. Nếu toàn bộ rủi ro giá LNG dồn về phía nhà máy, lãi vay sẽ cao, tiến độ tài chính sẽ chậm. Ngược lại, nếu rủi ro tràn sang phía hệ thống điện và người dùng, giá điện có thể tăng mạnh, đi ngược mục tiêu giữ chi phí năng lượng trong tầm kiểm soát. Vì vậy, thiếu cơ chế cân bằng rủi ro, tính khả thi của nhiều dự án LNG sẽ lung lay ngay từ trên giấy.
Cà Ná và Công Thanh: hai trụ cột chuyển dịch năng lượng địa phương đang chạy đua với 2030
Giữa bức tranh chung còn nhiều vướng mắc, hai dự án LNG Cà Ná và Công Thanh đang nổi lên như những điểm sáng – đồng thời cũng là phép thử cho khả năng hiện thực hóa chuyển dịch năng lượng. LNG Cà Ná công suất 1.500MW, dự tính cung cấp khoảng 9 tỷ kWh điện mỗi năm cho hệ thống điện quốc gia, đã được phê duyệt nhà đầu tư là liên danh Trung Nam–Sideros River, với kế hoạch khởi công cuối năm 2026 và vận hành vào cuối tháng 12/2030. Dự án được xem là trọng điểm quốc gia, đóng vai trò “nhiên liệu cầu nối” hỗ trợ hệ sinh thái năng lượng Khánh Hòa, gắn với điện gió, điện mặt trời và hạ tầng cảng biển, logistics. Tại Thanh Hóa, dự án điện khí LNG Công Thanh công suất khoảng 1.500MW được kỳ vọng bổ sung nguồn điện ổn định, đóng góp thêm khoảng 8-9 tỷ kWh/năm cho hệ thống điện miền Bắc, tạo hàng nghìn việc làm và tăng thu ngân sách địa phương khoảng 10.000 tỷ đồng mỗi năm khi giai đoạn I vận hành. Dự án đã san gạt khoảng 80% mặt bằng, được đưa vào danh mục dự án nguồn điện quan trọng quốc gia và lên kế hoạch khởi công năm 2027, chạy thử và hòa lưới thương mại trong quý III/2030. Tuy nhiên, một điểm nghẽn pháp lý lớn là nhu cầu điều chỉnh giấy chứng nhận đầu tư từ 600MW lên 1.500MW; nếu chậm, tiến độ cả chuỗi sẽ bị kéo lùi.
Áp lực mốc 2030: hoặc tháo gỡ ngay, hoặc chấp nhận rủi ro thiếu điện
Quy hoạch điện VIII điều chỉnh đặt mục tiêu đến 2030 có 15 dự án nhiệt điện LNG với tổng công suất 22.524MW đi vào vận hành thương mại, trong đó có những dự án then chốt như Cà Ná và Công Thanh. Bộ quản lý ngành đã cảnh báo nếu không có biện pháp mạnh mẽ hơn, nhiều dự án LNG sẽ không kịp mốc này, tạo áp lực lớn lên an ninh năng lượng giai đoạn 2028-2030. Nói cách khác, thời hạn 2030 không chỉ là điểm mốc quy hoạch, mà là “hạn chót” thực tế để bảo đảm hệ thống điện có đủ nguồn nền bù đắp cho năng lượng tái tạo biến động. Điều cần làm ngay không phải là bổ sung thêm khẩu hiệu về chuyển dịch năng lượng, mà là chấp nhận điều chỉnh cơ chế PPA theo hướng chia sẻ rủi ro nhập khẩu LNG hợp lý hơn, đẩy nhanh phê duyệt pháp lý cho các dự án đã đủ điều kiện, và ưu tiên hoàn thiện hạ tầng kho cảng, logistics cho những điểm nút như Khánh Hòa, Thanh Hóa. Nếu điện khí LNG thực sự là “nhiên liệu cầu nối”, thì cây cầu đó phải được xây xong đúng hạn – bởi hệ thống điện và nền kinh tế sẽ không có phương án dự phòng vô hạn khi nguồn điện nền thiếu hụt.
