Vận hành nhà máy điện LNG đầu tiên: Bước ngoặt chuyển dịch năng lượng quốc gia

Ngày 14/12/2025, tại Khu công nghiệp Ông Kèo, xã Đại Phước, tỉnh Đồng Nai, Nhà máy điện Nhơn Trạch 3 và Nhà máy điện Nhơn Trạch 4 chính thức khánh thành và dự kiến vận hành thương mại từ ngày 1/1/2026.

Nhân sự kiện này, ông Nguyễn Duy Giang – Phó Tổng giám đốc Tổng công ty Điện lực Dầu khí Việt Nam (PV Power) đã có cuộc trao đổi với báo chí xung quanh ý nghĩa, thách thức và những vấn đề chính sách đặt ra từ dự án điện khí LNG đầu tiên đi vào vận hành tại Việt Nam.

Nhà máy điện Nhơn Trạch 3 và 4 là công trình LNG đầu tiên của Việt Nam đi vào vận hành. Theo ông, ý nghĩa lớn nhất của dự án này là gì?

Đây là công trình trọng điểm quốc gia, đã được Chính phủ phê duyệt từ đầu năm 2019. Việc nhà máy điện khí LNG đầu tiên đi vào vận hành, đánh dấu một bước chuyển dịch năng lượng rất mạnh mẽ của Việt Nam.

Dự án được triển khai đúng theo cam kết của Thủ tướng Chính phủ tại COP26 năm 2021. Qua đó, thể hiện rõ việc Việt Nam bắt đầu có những bước trung chuyển bằng LNG trong lộ trình chuyển dịch sang năng lượng xanh, năng lượng sạch, hướng tới mục tiêu phát thải ròng bằng “0” (Net Zero) vào năm 2050.

Ở đây, LNG không phải là đích đến cuối cùng, mà là nguồn năng lượng trung gian cần thiết, giúp giảm nhanh phát thải so với than, đồng thời bảo đảm an ninh năng lượng trong giai đoạn mà các nguồn năng lượng tái tạo chưa thể đáp ứng hoàn toàn yêu cầu về công suất nền và độ ổn định hệ thống.

Trong quá trình triển khai, dự án đã có những thuận lợi và khó khăn như thế nào, và đâu là thách thức lớn nhất, thưa ông?

Về thuận lợi, trước hết chúng tôi nhận được sự ủng hộ và đồng hành rất mạnh mẽ của Chính phủ và các bộ, ngành, đặc biệt là Bộ Công Thương và Tập đoàn Công nghiệp - Năng lượng Quốc gia Việt Nam (Petrovietnam). Sự hỗ trợ này thể hiện rõ trong việc hoàn thiện cơ chế, tháo gỡ những vấn đề rất cụ thể nhưng có ý nghĩa quyết định đến tiến độ dự án, như giải phóng mặt bằng, vật liệu san lấp, thủ tục pháp lý liên quan.

Tuy nhiên, dự án cũng gặp rất nhiều thách thức, và phải nhấn mạnh rằng đây đều là những thách thức lần đầu tiên xuất hiện tại Việt Nam.

Thứ nhất, đây là dự án LNG đầu tiên phải thu xếp vốn mà không có bất kỳ bảo lãnh nào của Chính phủ.

Thứ hai, LNG là một lĩnh vực hoàn toàn mới, trong khi tại thời điểm triển khai, Việt Nam chưa có cơ chế đặc thù cho điện khí LNG. Điều này khiến toàn bộ quá trình triển khai từ đàm phán hợp đồng mua bán điện, thu xếp vốn, cho đến các cam kết về môi trường đều gặp nhiều khó khăn và mất rất nhiều thời gian.

Thực hiện một dự án LNG quy mô lớn mà không có bảo lãnh Chính phủ là điều chưa từng có tiền lệ. Ông có thể chia sẻ "chìa khóa" nào giúp dự án thuyết phục được các định chế tài chính quốc tế khắt khe, và hiện tại cơ chế bao tiêu sản lượng (QC) đang được tháo gỡ như thế nào để đảm bảo hiệu quả đầu tư?

Hai thách thức lớn nhất của dự án LNG hiện nay vẫn là môi trường và vốn. Tuy nhiên, bằng những nỗ lực rất lớn, cùng với sự hỗ trợ của các cơ quan có thẩm quyền, chúng tôi đã thu xếp vốn thành công.

Thực tế, đây là dự án có các tiêu chuẩn môi trường khắt khe nhất tại Việt Nam hiện nay, và cũng có thể nói là tốt nhất tại thời điểm hiện tại. Chúng tôi đã phải làm việc, chứng minh rất kỹ với các tổ chức tín dụng quốc tế như Citibank (Mỹ), ING (Hà Lan), SMBC, đồng thời phối hợp với các tổ chức tín dụng xuất khẩu như K-Sure (Hàn Quốc), SACE (Ý), và đặc biệt là SERV (Thụy Sĩ).

Thách thức lớn đầu tiên là thu xếp vốn.

Đây là dự án đầu tiên tại Việt Nam không có bảo lãnh của Bộ Tài chính, cũng không có bảo lãnh từ Petrovietnam theo quy chế hiện hành. Trong bối cảnh đó, chúng tôi buộc phải chứng minh một cách thuyết phục với các nhà cho vay và các tổ chức tín dụng xuất khẩu quốc tế.  Trong đó, tập trung làm rõ ba vấn đề cốt lõi:

Thứ nhất, LNG là một bước chuyển dịch năng lượng rất quan trọng đối với Việt Nam.

Thứ hai, dự án bảo đảm hiệu quả về mặt tài chính.

Thứ ba, đây là dự án thân thiện với môi trường, đáp ứng các tiêu chuẩn quốc tế.

Sau một quá trình làm việc kéo dài và rất chi tiết, các tổ chức tín dụng đều đi đến kết luận chung rằng đây là dự án có ý nghĩa chiến lược đối với quá trình chuyển dịch năng lượng của Việt Nam, phù hợp với các cam kết quốc tế của Chính phủ, đồng thời bảo đảm hiệu quả tổng thể.

Thách thức lớn tiếp theo là cơ chế bao tiêu sản lượng điện tối thiểu (QC) – một nội dung hoàn toàn mới đối với điện LNG.

LNG không hoàn toàn phụ thuộc vào chính sách trong nước, mà giá khí LNG biến động theo thị trường quốc tế, gắn với diễn biến địa chính trị và các tổ chức tài chính toàn cầu. Vì vậy, Việt Nam cần có một cơ chế đồng bộ, linh hoạt, để vừa bảo đảm lợi ích quốc gia, vừa hài hòa lợi ích của nhà đầu tư.

Hiện nay, Chính phủ đang cho phép áp dụng QC ở mức 65% trong 10 năm. Vừa qua, Thủ tướng Chính phủ cùng Bộ Công Thương đã trình Quốc hội phương án nâng QC lên 75% trong 15 năm, tuy nhiên nội dung này vẫn đang trong quá trình xem xét.

Theo Quy hoạch điện 8, Việt Nam có khoảng 15 dự án điện LNG, nhưng tiến độ nhiều dự án hiện nay rất chậm. Theo ông, đâu là nút thắt lớn nhất?

Hiện nay, tổng quy mô các dự án điện LNG trong quy hoạch của Việt Nam lên tới hơn 22.000 MW, tập trung chủ yếu ở PV Power, EVN, Petrovietnam và các nhà đầu tư nước ngoài.

Tuy nhiên, thực tế là mỗi dự án phải mất ít nhất 3–4 năm mới có thể triển khai được. Riêng với PV Power, chúng tôi có cách thu xếp vốn riêng, dựa trên nguồn vốn nội tại và bảo lãnh của chính PV Power, nên có thể triển khai sớm hơn. Trong khi đó, các nhà đầu tư nước ngoài hiện nay vẫn còn rất e ngại. Việc này có hai lý do chính.

Thứ nhất, QC 65% trong 10 năm hiện nay chưa đủ thuyết phục các ngân hàng cho vay.

Thứ hai, nhiều nhà đầu tư yêu cầu một cơ chế bao tiêu mang tính phí công suất, gần giống mô hình BOT – dù chưa hoàn toàn như BOT. Đây là vấn đề mà Chính phủ và Quốc hội đang xem xét rất thận trọng, vì liên quan trực tiếp đến nghĩa vụ tài khóa dài hạn.

Từ nay đến năm 2030, Việt Nam cần có ít nhất 7–8 dự án LNG đi vào vận hành. Tuy nhiên, với cơ chế hiện nay, cộng thêm việc thiết bị trên thế giới đang cực kỳ khan hiếm, từ GE của Mỹ, Siemens của Đức cho đến Mitsubishi của Nhật Bản, thì đây là một thách thức rất lớn.

Hiện nay, Trung Đông và Bắc Mỹ đã đặt gần hết năng lực sản xuất thiết bị. Nếu đặt hàng vào thời điểm này, phải đến năm 2029 mới có thể nhận được thiết bị. Điều đó tạo áp lực rất lớn cho mục tiêu vận hành các dự án trước năm 2030.

Riêng PV Power, chúng tôi đang triển khai các dự án như Cà Mau mở rộng, Quảng Trạch 3, Quỳnh Lập 1 và Quảng Ninh, và đang nỗ lực cùng các bên liên quan để thu xếp vốn cũng như cam kết thiết bị.

Tuy nhiên, tôi cho rằng nút thắt lớn nhất đối với các nhà đầu tư bên ngoài vẫn là cơ chế bảo đảm doanh thu tối thiểu và tính pháp lý của cam kết bao tiêu.

Đối với riêng PV Power và dự án Nhơn Trạch 3 & 4, thách thức lớn nhất sau khi vận hành là đàm phán giá khí LNG với các nhà cung cấp quốc tế để có mức giá hợp lý và cạnh tranh nhất.

Về quyết toán, chúng tôi khẳng định trong vòng 9 tháng sẽ hoàn tất quyết toán dự án.

Về sản lượng huy động, theo làm việc với NEMO (Nhà điều hành thị trường điện), nhà máy có công suất 1.624 MW, vận hành khoảng 6.000 giờ/năm, sản lượng phát điện khoảng 9,7 tỷ kWh, sau khi trừ điện tự dùng và suy giảm công suất, sản lượng thương phẩm còn khoảng 9,3 tỷ kWh/năm.

Về lâu dài, ông đánh giá thế nào về Cơ chế mua bán điện trực tiếp (DPPA) đối với điện LNG?

Tôi cho rằng DPPA có tiềm năng rất lớn, đặc biệt với các ngành xuất khẩu như dệt may, bán dẫn, trung tâm dữ liệu, khi các yêu cầu về ESG (Môi trường - Xã hội - Quản trị) và giảm phát thải CO₂ ngày càng khắt khe.

Bộ Công Thương hiện đang soạn thảo cơ chế DPPA mới, và tôi tin rằng cơ chế này sẽ đáp ứng được nhu cầu của thị trường.

Với Nhơn Trạch, về mặt pháp lý không có gì cấm tham gia DPPA. Tuy nhiên, với sản lượng lớn khoảng 9,3 tỷ kWh/năm, chúng tôi cần những khách hàng công nghiệp hoặc trung tâm dữ liệu quy mô lớn. Giá điện hoàn toàn có thể thỏa thuận trên cơ sở thị trường.

Nếu xét đúng bản chất, cơ chế mua bán điện trực tiếp cho phép người bán và người mua gặp nhau, cùng thỏa thuận mức giá phù hợp nhất với nhu cầu thực tế của hai bên. Điều này đúng với tinh thần của thị trường và đúng với nhu cầu năng lượng hiện nay.

Ngược lại, nếu thị trường vẫn vận hành theo hướng bao tiêu cứng nhắc, thì sẽ rất khó để đạt hiệu quả dài hạn.

Tôi cho rằng thị trường DPPA đang có điều kiện rất thuận lợi để phát triển. Các ngành sản xuất hướng tới xuất khẩu hiện nay đều cần chứng chỉ ESG, chứng chỉ phát triển bền vững và yêu cầu giảm phát thải CO₂. Khi đó, việc được quyền lựa chọn nguồn điện phù hợp là một nhu cầu rất thực tế.

Bên cạnh đó, Việt Nam đang hướng tới Big Data, AI và ngành bán dẫn, những lĩnh vực đòi hỏi một nền điện cực kỳ ổn định, không chỉ ổn định mà còn phải đáp ứng nhu cầu công suất rất lớn. Đây chính là không gian mà điện LNG có thể phát huy vai trò trong giai đoạn trung chuyển của hệ thống năng lượng quốc gia.