Chuyên gia quốc tế: Việt Nam cần linh hoạt chiến lược nhập khẩu LNG

Ông Phillip Cornell, Chuyên gia cấp cao, Hội đồng Đại Tây Dương.

Theo phân tích của ông Phillip Cornell, thị trường LNG toàn cầu đang chịu sức ép lớn từ những gián đoạn vận chuyển qua eo biển Hormuz - tuyến hàng hải chiến lược chiếm khoảng 20% nguồn cung LNG toàn cầu. Những bất ổn tại khu vực này đã tác động trực tiếp đến hoạt động cung ứng, khiến nhiều thị trường châu Á phải điều chỉnh kế hoạch nhập khẩu, phân bổ lại nguồn khí, tăng cường tiết kiệm năng lượng hoặc tìm kiếm nguồn LNG thay thế.

Sự gián đoạn nguồn cung, cùng với cạnh tranh thu mua giữa châu Á và châu Âu, đã đẩy giá khí lên mức cao, vượt 30 USD/MMBTU. Theo ông Cornell, áp lực này đặc biệt đáng chú ý đối với các nền kinh tế phụ thuộc vào nhập khẩu năng lượng. Dù vậy, nhiều thị trường mới nổi tại châu Á như Ấn Độ, Bangladesh, Thái Lan, Việt Nam và Philippines vẫn thể hiện khả năng chống chịu tương đối tốt, tiếp tục duy trì hoạt động nhập khẩu LNG bất chấp mặt bằng giá cao.

Tuy nhiên, khi căng thẳng liên quan đến Iran gia tăng, giá LNG tiếp tục chịu áp lực và bắt đầu tác động đến nhu cầu tiêu thụ. Một số thị trường đã có dấu hiệu chững lại trong hoạt động nhập khẩu do chi phí nhiên liệu tăng cao, buộc các doanh nghiệp và cơ quan quản lý phải cân nhắc lại phương án sử dụng năng lượng.

Đề cập đến Qatar - một trong những nhà cung cấp LNG quan trọng của thế giới, ông Phillip Cornell cho biết lượng LNG xuất khẩu từ quốc gia này sang UAE và các thị trường liên quan đã suy giảm đáng kể kể từ tháng 2, từ mức khoảng 6-7 triệu tấn/tháng xuống còn khoảng 1 triệu tấn/tháng do ảnh hưởng của việc vận chuyển qua eo biển Hormuz. Dù vậy, các nhà máy hóa lỏng tại Qatar vẫn duy trì hoạt động và một số dòng hàng có thể được xuất khẩu trực tiếp mà không phải đi qua tuyến hàng hải này.

Theo chuyên gia Hội đồng Đại Tây Dương, khả năng khơi thông hoàn toàn eo biển Hormuz vẫn là biến số khó dự báo. Thời điểm quan hệ Mỹ - Iran có thể bình thường hóa và những điều kiện để hoạt động vận tải trở lại ổn định chưa thể xác định chắc chắn. Vì vậy, trong khoảng 3-6 tháng tới, thậm chí 6-9 tháng, thị trường LNG nhiều khả năng vẫn phải đối mặt với những biến động về nguồn cung và giá cả.

Trước bối cảnh đó, ông Cornell cho rằng Việt Nam cần chuẩn bị các phương án dự phòng linh hoạt để ứng phó với nguy cơ gián đoạn nguồn cung kéo dài. Việc bảo đảm nguồn nhiên liệu cho sản xuất điện và các hoạt động kinh tế cần được đặt trong mối tương quan với khả năng chi trả, biến động giá quốc tế và mức độ phụ thuộc vào các tuyến vận tải chiến lược.

Kho cảng LNG Thị Vải.

Ở góc nhìn dài hạn, chuyên gia Hội đồng Đại Tây Dương đưa ra triển vọng tích cực hơn đối với thị trường LNG toàn cầu. Theo ông, từ giai đoạn 2028-2029, thị trường dự kiến đón nhận một lượng lớn công suất hóa lỏng mới từ các dự án đang được triển khai. Tổng nguồn cung mới có thể đạt khoảng 170 triệu tấn vào cuối năm 2029, tương đương gần 40% quy mô thị trường LNG toàn cầu hiện nay, vốn vào khoảng 430 triệu tấn.

Nhiều dự án quy mô lớn tại Mỹ như Golden Pass, Port Arthur và Cameron LNG giai đoạn 2 dự kiến lần lượt đi vào vận hành, bổ sung đáng kể nguồn cung cho thị trường quốc tế. Khi lượng LNG mới được đưa vào khai thác, cán cân cung - cầu được kỳ vọng sẽ chuyển từ trạng thái thắt chặt sang cân bằng hơn.

Ông Cornell nhận định, nguồn cung gia tăng trong giai đoạn 2028-2029 có thể tạo áp lực giảm giá LNG, đưa giá khí xuống dưới ngưỡng 10 USD/MMBTU. Đây sẽ là điều kiện thuận lợi hơn cho các quốc gia nhập khẩu LNG, trong đó có Việt Nam, giúp giảm áp lực chi phí nhiên liệu và tạo cơ sở ổn định hơn cho các kế hoạch phát triển điện khí.

Tuy nhiên, để tận dụng được cơ hội này, Việt Nam cần có chiến lược dài hạn thay vì chỉ tập trung vào việc tìm kiếm nguồn hàng trong từng thời điểm. Theo ông, đa dạng hóa nguồn cung cần được xem là một trong những ưu tiên hàng đầu, không chỉ về quốc gia xuất khẩu mà còn về phương thức mua hàng, hợp đồng và cơ chế định giá.

Trong đó, cơ chế định giá linh hoạt có vai trò quan trọng trong việc giảm thiểu rủi ro từ biến động thị trường quốc tế. Việt Nam có thể nghiên cứu các mô hình liên kết giá theo Henry Hub của Mỹ, cộng với chi phí hóa lỏng và vận chuyển, nhằm đa dạng hóa cơ sở tham chiếu giá, thay vì phụ thuộc quá lớn vào một chỉ số hoặc thị trường nhất định.

Bên cạnh đó, các chính sách về thuế quan, cơ chế phân bổ chi phí nhiên liệu và phương thức mua bán LNG cũng cần được tính toán đồng bộ, bảo đảm hài hòa lợi ích giữa nhà cung cấp, đơn vị nhập khẩu, nhà máy điện và bên tiêu thụ điện.

Theo ông Phillip Cornell, bài toán phát triển LNG tại Việt Nam không chỉ nằm ở việc xây dựng hạ tầng tiếp nhận, kho cảng và nhà máy điện khí, mà còn ở khả năng thiết kế một thị trường đủ linh hoạt để ứng phó với các cú sốc bên ngoài.