 |
| Nhà máy Điện Nhơn Trạch 3 và 4 là một trong những động lực tăng trưởng của Petrovietnam trong năm 2026. Ảnh: Petrovietnam |
*Vẫn nhiều khó khăn
Theo Quy hoạch điện VIII điều chỉnh, tổng công suất nguồn điện sử dụng khí giai đoạn từ nay đến năm 2035 (cả dự phòng) dự kiến đạt khoảng 51.724 MW; trong đó, các nhà máy sử dụng khí tự nhiên trong nước đạt khoảng 7.900 MW và các nhà máy điện khí LNG nhập khẩu đạt khoảng 36.324 MW. Ngoài ra, sẽ có các dự án điện khí LNG dự phòng phát triển khoảng 7.500 MW từ 2031-2035.
Thực tế cho thấy điện khí LNG có thể vận hành ổn định, quy mô lớn, cho phép vận hành linh hoạt các tổ máy trong hệ thống. Bên cạnh đó, phát thải CO₂ từ điện khí LNG thấp hơn khoảng 40-50% so với điện than truyền thống.
Mặc dù có nhiều ưu thế như vậy nhưng cho đến nay, tiến độ triển khai các dự án điện khí LNG trong Quy hoạch điện VIII điều chỉnh vẫn còn nhiều khó khăn.
Thực tế là đến thời điểm này, vẫn chỉ có dự án điện khí LNG Nhơn Trạch 3&4 do Tổng Công ty Điện lực Dầu khí Việt Nam (PV Power), đơn vị thành viên của Tập đoàn Công nghiệp - Năng lượng Quốc gia (Petrovietnam) làm chủ đầu tư, đã phát điện thương mại vào ngày 14/12/2025.
Trong khi đó, một số dự án khác mới được khởi công như: Dự án nhà máy điện LNG Quỳnh Lập tại Nghệ An, dự án Ô Môn 4 (sử dụng khí Lô B); còn đa phần các dự án vẫn đang ở khâu phê duyệt chủ đầu tư hoặc đàm phán hợp đồng: Dự án nhà máy nhiệt điện LNG Cà Ná tại Khánh Hoà, Dự án nhiệt điện LNG Hải Lăng, Dự án điện khí LNG Quảng Ninh, Dự án điện khí LNG Thái Bình, Dự án điện khí LNG Long An, Dự án điện khí LNG Hiệp Phước, Dự án điện khí LNG Hải Phòng, Dự án điện khí LNG Ô Môn 2.
Đáng chú ý, tại thời điểm đóng thầu vào ngày 20/4/2026 tức là sau 3 lần mời thầu liên tiếp, Dự án nhà máy Nhiệt điện LNG Nghi Sơn tại Thanh Hoá vẫn không tìm được nhà đầu tư nào tham gia.
Nhìn nhận về các khó khăn trong triển khai dự án điện khí LNG, Tiến sĩ Nguyễn Quốc Thập, Chủ tịch Hội Dầu khí Việt Nam lại cho rằng vướng mắc số 1 là thị trường tiêu thụ điện khí LNG tăng trưởng chậm so với mục tiêu trong Quy hoạch điện VIII và quy hoạch điện VIII điều chỉnh.
Thực tế là rất nhiều nhà đầu tư e ngại giá thành sản xuất điện khí LNG cao sẽ khó bán điện cho Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN). Đây là bài toán nan giải mà Nghị định số 56/2025/NĐ-CP ngày 3/3/2025 của Chính phủ “Quy đinh chi tiết một số điều của Luật Điện lực về quy hoạch phát triển điện lực, phương án phát triển mạng lưới cấp điện, đầu tư xây dựng dự án điện lực và đấu thầu lựa chọn nhà đầu tư dự án kinh doanh điện lực” hay Nghị định 100/2025/NĐ-CP ngày 8/5/2025 sửa đổi, bổ sung Nghị định số 56/2025/NĐ-CP ngày 3/3/2025 cũng không thể tháo gỡ cho nhà đầu tư và các doanh nghiệp liên quan, ông Thập chỉ rõ.
Đặc biệt, hợp đồng mua bán PPA chuẩn cho dự án điện khí LNG bao gồm cả dự án BOT và dự án IPP cũng chưa có trong khi quy hoạch lưới điện cũng chưa đồng bộ với quy hoạch phát triển nguồn.
Bên cạnh đó, các dự án điện khí LNG hiện vẫn còn nhiều “điểm nghẽn” liên quan đến việc hợp đồng mua bán điện chưa có cơ chế phí công suất (capacity payment) - khoản doanh thu cố định nhằm hoàn vốn cho chi phí đầu tư và bảo dưỡng; cơ chế bao tiêu sản lượng điện hợp đồng tối thiểu dài hạn (Qc); cơ chế bao tiêu khí và chuyển đổi ngoại tệ…
Ngoài ra, theo các doanh nghiệp, xung đột Trung Đông khiến chuỗi cung ứng LNG bị ảnh hưởng, làm giá khí LNG biến động khó lường trong khi cơ chế chia sẻ rủi ro chưa rõ ràng cũng là nguyên nhân khiến các nhà đầu tư lớn chưa mặn mà với dự án điện khí LNG
*Sớm gỡ vướng mắc
 |
| Phối cảnh dự án Nhà máy nhiệt điện LNG Quỳnh Lập. Ảnh: Petrovietnam |
Theo Phó Giáo sư, Tiến sĩ Ngô Trí Long, giá LNG biến động do nhiều yếu tố như cung - cầu toàn cầu, biến đổi khí hậu, chính sách năng lượng và các khủng hoảng địa chính trị. Vì vậy, cơ chế giá điện LNG cần được xây dựng theo hướng thị trường, cho phép điều chỉnh linh hoạt theo biến động giá nhiên liệu, nhằm bảo đảm tính bền vững cho ngành điện.
Bên cạnh đó, với tổng mức đầu tư lớn và thời gian hoàn vốn dài, hợp đồng mua bán điện (PPA) của các dự án điện khí LNG cần có thời hạn đủ dài, điều khoản rõ ràng về sản lượng cam kết và nghĩa vụ thanh toán để bảo đảm nguồn cung ổn định, giảm thiểu rủi ro biến động giá và tạo nền tảng để nhà đầu tư yên tâm triển khai dự án.
Cùng quan điểm này, Tiến sĩ Nguyễn Quốc Thập, Chủ tịch Hội Dầu khí Việt Nam cho rằng, hợp đồng mua bán điện PPA cần được thiết kế theo hướng tiệm cận chuẩn quốc tế, đảm bảo đủ điều kiện để huy động vốn. Khi khung hợp đồng rõ ràng và minh bạch, các nhà đầu tư sẽ tự tin hơn trong việc triển khai các dự án quy mô lớn.
Bên cạnh đó, cần xem xét áp dụng cơ chế bảo lãnh Chính phủ có chọn lọc đối với các dự án trọng điểm, đặc biệt là các dự án hạ tầng đầu mối như cảng LNG, kho chứa và hệ thống tái hóa khí. Đây là yếu tố quan trọng để tạo niềm tin cho các đối tác quốc tế, nhất là trong bối cảnh cạnh tranh thu hút vốn năng lượng ngày càng gay gắt trong khu vực.
Ngoài ra, các chính sách tài chính như ưu đãi thuế, tín dụng xanh, hay hỗ trợ tiếp cận nguồn vốn quốc tế cũng cần được thiết kế phù hợp để giảm chi phí đầu tư và tăng tính cạnh tranh của LNG, Tiến sĩ Nguyễn Quốc Thập đề xuất.
Được biết, trong dự thảo sửa đổi Nghị định 56/2025/NĐ-CP và Nghị định 100/2025/NĐ-CP, Bộ Công Thương đã đề xuất nâng mức Qc tối thiểu từ 65% lên 75% sản lượng điện phát bình quân nhiều năm của dự án và kéo dài thời gian áp dụng từ 10 năm lên tối đa 15 năm nhằm giúp nhà đầu tư dễ thu xếp vốn hơn.
Tuy nhiên, nhiều chủ đầu tư LNG như Hải Lăng, Ô Môn 2, Marubeni hay Tokyo Gas lại cho rằng, việc nâng Qc lên 75% vẫn chưa đủ để các dự án có thể “đóng tài chính” nếu không có cơ chế đi kèm cụ thể để bảo đảm huy động đủ sản lượng hoặc chuyển ngang chi phí nhiên liệu hiệu quả./.
