Phát triển điện khí LNG: “Nút thắt” từ cơ chế giá và hạ tầng truyền tải

Tại Diễn đàn “Chiến lược và Xu hướng phát triển của thị trường khí thiên nhiên (CNG, LNG và LPG) tại Việt Nam và khu vực ASEAN” diễn ra ngày 23/12/2025, các chuyên gia khẳng định khí thiên nhiên là nguồn năng lượng chuyển tiếp thiết yếu, giúp kết nối các nguồn năng lượng truyền thống với năng lượng tái tạo. Với bờ biển dài và nhiều cảng nhập khẩu tiềm năng, Việt Nam đang đứng trước cơ hội lớn để thu hút các nhà đầu tư tham gia vào chuỗi giá trị này.

Theo Quy hoạch điện 8, LNG đóng vai trò thay thế than để đảm bảo an ninh năng lượng và hỗ trợ điện tái tạo. Mục tiêu đến năm 2030, công suất điện khí dự kiến đạt khoảng 30.000 - 39.000 MW, chiếm 25% tổng sản lượng điện toàn hệ thống. Hiện tại, nhiều dự án trọng điểm như Nhơn Trạch 3 & 4, Hiệp Phước, Sơn Mỹ... đang triển khai với kỳ vọng vận hành trong giai đoạn 2027-2030. Về hạ tầng, kho cảng LNG Thị Vải đã hoạt động và đang có kế hoạch nâng công suất lên 3 triệu tấn/năm.

RÀO CẢN "DÀN HÀNG NGANG" CẢN BƯỚC NHÀ ĐẦU TƯ

Dù tiềm năng rất lớn, thực tế triển khai lại đang gặp nhiều trở ngại. TS. Nguyễn Quốc Thập, Chủ tịch Hội Dầu khí Việt Nam, chỉ ra rằng thách thức lớn nhất nằm ở tư duy và sự thiếu đồng bộ trong các giải pháp thực hiện. Chúng ta đồng thuận về chiến lược nhưng các quy định hiện hành lại chồng chéo, tạo ra rào cản cho doanh nghiệp.

Mặt khác, giá LNG biến động theo giá năng lượng toàn cầu và địa chính trị. Trong khi cơ chế chính sách của chúng ta vẫn đang trong quá trình xây dựng và hoàn thiện.

Đầu tư hạ tầng LNG đòi hỏi nguồn vốn rất lớn và thời gian thu hồi vốn dài. Nếu các mục tiêu tổng quát làm cho nhà đầu tư thấy không có cơ hội hoặc rủi ro cao, họ sẽ quay lưng. Từ nhà máy điện đến kho cảng, tất cả đều đang gặp khó khăn.

Một thách thức rất lớn nữa là rủi ro về chính sách giá điện, giá khí và cơ chế mua bán điện (PPA). Hiện nay, chưa có nhà máy điện khí LNG nào (ngoại trừ dự án Hiệp Phước đang triển khai) đạt được quyết định đầu tư cuối cùng (FID).

Nghị quyết 71 và các quy định hiện hành yêu cầu nhà đầu tư chào giá điện, nhưng giá đó lại bị áp trần hoặc cố định theo thời điểm chào thầu. Trong khi đó, từ lúc chào thầu đến khi dự án thành hiện thực mất ít nhất 7-10 năm. Sự biến động về chi phí và thời giá trong khoảng thời gian này khiến nhà đầu tư không thể đưa ra quyết định.

Hạ tầng truyền tải và phân phối đang rất thiếu đồng bộ. Một nghịch lý đang tồn tại là tổng công suất lắp đặt của Việt Nam hiện nay khoảng 90GW, nhưng khả năng huy động thực tế chỉ đạt dưới 60%. Khoảng cách giữa công suất đã đầu tư và công suất thực tế huy động được là rất lớn do hệ thống truyền tải bất cập. Nếu không giải quyết được vấn đề truyền tải, việc đầu tư mới vào LNG hay điện gió ngoài trời sẽ gặp bế tắc.

Ông Phạm Hoàng Lương, nguyên Phó Hiệu trưởng Trường Đại học Bách khoa Hà Nội, đã cụ thể hóa 4 thách thức lớn đang hiện hữu.

Thứ nhất: Chi phí nhiên liệu cao do là nguồn nhiên liệu an toàn, được nhiều quốc gia sử dụng. Giá LNG nhập khẩu hiện nay khá cao (khoảng 14,05 USD/triệu BTU). Khi cộng thêm chi phí vận chuyển, tái hóa khí, giá thành sản xuất điện có thể lên tới hơn 3.000 đồng/kWh. Điều này tạo áp lực lớn lên giá bán điện và chi phí sản xuất toàn hệ thống.

Thứ hai: Chi phí đầu tư hạ tầng như việc xây dựng các kho cảng, hệ thống đường ống tái hóa khí đòi hỏi nguồn vốn khổng lồ. Để tối ưu chi phí, các cụm nhà máy cần đạt quy mô từ 3.000 – 4.000 MW, đây là một bài toán quy hoạch khó khăn.

Thứ ba: Hiện nay, các tiêu chuẩn, quy chuẩn kỹ thuật cho LNG tại Việt Nam vẫn chưa được hoàn thiện đồng bộ, gây lúng túng trong quá trình triển khai và quản lý vận hành.

Thứ tư: Sự phụ thuộc vào thị trường quốc tế. Việc chuyển từ than sang LNG vô hình trung làm tăng sự phụ thuộc của an ninh năng lượng quốc gia vào biến động giá khí và nguồn cung trên thị trường thế giới.

KHƠI THÔNG CHÍNH SÁCH

Để giải quyết những thách thức này, chúng ta cần những cơ chế chính sách đột phá và lộ trình chuyển đổi nhiên liệu phù hợp sang Hydro xanh vào năm 2050 như cam kết tại COP26. TS Nguyễn Quốc Thập đưa ra 2 nhóm giải pháp.

Thứ nhất: Nhóm giải pháp về chính sách. Theo ông Thập, cần xây dựng Luật Năng lượng quốc gia tích hợp toàn diện các luật hiện hành (Điện lực, Khoáng sản…). Đồng bộ hóa quy hoạch cảng LNG, nhà máy điện và hệ thống truyền tải. Tránh tình trạng xây dựng quá nhiều kho cảng đơn lẻ làm tăng giá thành đầu ra.

Mặt khác, đơn giản hóa thủ tục lựa chọn nhà đầu tư (BOT, IPP). Cần có cơ chế bảo lãnh Chính phủ (GGU) cho các dự án trọng điểm. Hiện nay, các doanh nghiệp nhà nước như PVN, EVN hay TKV dù là doanh nghiệp lớn nhưng không có toàn quyền định đoạt dòng tiền hoặc thế chấp dòng tiền của mình, nên nhà đầu tư rất e ngại nếu không có GGU.

Về hạ tầng truyền tải, cần cho phép tư nhân tham gia đầu tư và thay đổi cách tính phí truyền tải. Phí truyền tải nên được vận hành linh hoạt như hạ tầng giao thông (có đường cao tốc, đường giá cao, đường giá rẻ) để nhà đầu tư có thể thu hồi vốn. Nếu cứ giữ mức phí thấp như hiện nay thì không ai mặn mà đầu tư vào truyền tải.

Đặc biệt cần ban hành khung giá điện khí LNG linh hoạt, tiệm cận thị trường và có cam kết bao tiêu (Take-or-pay) phù hợp. Hiện nay, dự thảo quy định mức bao tiêu tối thiểu từ 65% - 75%, trong khi nhà đầu tư mong muốn 85% - 90%. Nếu không giải quyết được nút thắt bao tiêu này, dự án sẽ tắc nghẽn.

Thứ hai: Nhóm giải pháp về thu hút đầu tư và hỗ trợ phát triển các dự án điện khí LNG nhằm đáp ứng mục tiêu Quy hoạch điện 8.

TS Nguyễn Quốc Thập cho rằng cần thu hút và khuyến khích các nhà đầu tư loại hình khu công nghiệp, nhà máy cam kết tiêu thụ điện dài hạn cùng với chuỗi Nhà máy điện khí LNG - kho cảng LNG.

Cùng với đó, cần duy trì và khai thác có hiệu quả các nguồn khí trong nước, kết hợp nhập khẩu LNG từ các thị trường quốc tế/khu vực để đa dạng hóa nguồn cung. Đồng thời, tháo gỡ các vướng mắc về thủ tục pháp lý và đẩy nhanh tiến độ các dự án điện khí LNG đang triển triển khai như: Sơn mỹ 2, Bạc liêu, Cà Ná… Cho phép các chủ đầu tư các nhà máy điện khí LNG có năng lực được chủ động đầu tư hạ tầng đấu nối với các nhà máy điện sau khi có thỏa thuận với Bên mua điện.