Điện khí LNG: Trụ cột trên giấy, loay hoay ngoài thực địa?

3 lần hủy đấu thầu

Trong cấu trúc nguồn điện mới, điện khí LNG được xác định là trụ cột quan trọng nhằm thay thế dần nhiệt điện than và bổ sung nguồn điện nền linh hoạt cho hệ thống. Quy mô đến năm 2030, dự kiến đạt 22-22,5 GW này cho thấy LNG không còn là lựa chọn bổ sung, mà là trụ cột trong bài toán an ninh năng lượng.

Năm 2026 được xem là thời điểm điện khí LNG tăng tốc song việc triển khai lại đang phơi bày rõ những “điểm nghẽn” cố hữu. Điển hình, dự án LNG Nghi Sơn (Thanh Hóa) là ví dụ cho thấy sự lúng túng trong triển khai hiện nay.

Ông Trần Chí Thanh - Phó Trưởng ban Quản lý Khu kinh tế Nghi Sơn - cho biết, dự án LNG Nghi Sơn được chọn phương án đấu thầu để tìm ra nhà đầu tư do có nhiều nhà đầu tư trong nước và quốc tế quan tâm, theo đuổi dự án trong thời gian qua.

Dự án từng thu hút 5 nhà đầu tư quan tâm, tuy nhiên đã phải trải qua 3 lần hủy thầu, gia hạn thầu và đến nay vẫn chưa thể lựa chọn được nhà đầu tư chính thức. Điều này cho thấy vấn đề không nằm ở mức độ quan tâm của thị trường, mà ở chỗ dự án chưa hội đủ điều kiện để nhà đầu tư đưa ra quyết định cuối cùng. Đặc biệt, các yếu tố như cơ chế giá điện, hợp đồng mua bán điện (PPA) và khả năng thu xếp vốn vẫn là những “nút thắt” lớn.

Hiện cả nước mới chỉ có điện khí LNG Nhơn Trạch 3-4 đi vào vận hành.

Tại miền Trung, dự án LNG Quảng Trạch II, một trong những nguồn điện nền quan trọng vẫn đang dừng ở bước chuẩn bị, chưa thể khởi công, dù nhu cầu bổ sung nguồn điện cho khu vực Bắc Trung Bộ là rất cấp thiết.

Ở phía Nam, dự án LNG Bạc Liêu từng được kỳ vọng là dự án tiên phong với quy mô 3.200 MW, nhưng nhiều năm qua vẫn loay hoay với các vấn đề về cơ chế giá điện và hợp đồng mua bán điện, khiến tiến độ chưa thể bứt phá như kỳ vọng ban đầu.

Tại Long An, hai dự án LNG Long An I và II quy mô lớn cũng đã được chấp thuận chủ trương đầu tư, song quá trình triển khai vẫn đối mặt với bài toán tương tự: từ huy động vốn, đàm phán PPA đến hoàn thiện hạ tầng cảng nhập LNG.

Trong khi đó, dự án LNG Quỳnh Lập (Nghệ An) phải thành lập tổ công tác liên ngành để xử lý vướng mắc, cho thấy các khó khăn không còn là cá biệt, mà mang tính hệ thống.

Giá điện chưa rõ, vốn chưa vào

Thực tế cho thấy, rào cản lớn nhất của điện khí LNG hiện nay không nằm ở công nghệ hay nguồn cung, mà nằm ở cơ chế. Cơ chế giá điện chưa theo kịp đặc thù LNG, loại nhiên liệu nhập khẩu có biến động mạnh. Trong khi đó, giá điện đầu ra lại bị kiểm soát, khiến phương án tài chính của dự án trở nên thiếu chắc chắn.

Một điểm nghẽn khác là hợp đồng mua bán điện (PPA) chưa đạt chuẩn quốc tế. Với các dự án hàng tỷ USD, nếu PPA không đủ khả thi để vay vốn, các tổ chức tài chính quốc tế sẽ không tham gia.

Cơ chế chưa rõ ràng khiến dòng vốn đang chưa mặn mà rót vào các dự án điện khí LNG.

Ngoài ra, cơ chế chia sẻ rủi ro gần như chưa rõ ràng. Biến động giá LNG, tỷ giá, hay sản lượng tiêu thụ điện đều là rủi ro lớn, nhưng phần lớn vẫn do nhà đầu tư gánh chịu. Điều này khiến nhiều dự án dù có nhà đầu tư quan tâm, vẫn không thể “chốt” được quyết định đầu tư cuối cùng.

TS. Nguyễn Quốc Thập - Chủ tịch Hội Dầu khí Việt Nam - cho rằng, các vướng mắc hiện nay nếu không được xử lý sớm sẽ khiến nhiều dự án LNG tiếp tục đình trệ. Theo ông Thập, cần xây dựng cơ chế giá điện linh hoạt theo biến động giá LNG đầu vào, đồng thời hoàn thiện hợp đồng mua bán điện theo hướng tiệm cận chuẩn quốc tế để thu hút vốn.

Quan trọng hơn, phải có cơ chế chia sẻ rủi ro hợp lý giữa Nhà nước, bên mua điện và nhà đầu tư. Nếu tiếp tục để doanh nghiệp “tự xoay”, rất khó kỳ vọng dòng vốn lớn sẽ chảy vào lĩnh vực này.

Vị chuyên gia cũng cảnh báo, giai đoạn 2026-2030 được dự báo có nguy cơ thiếu điện nếu các dự án nguồn lớn, đặc biệt là LNG, không kịp tiến độ. Trong kịch bản bất lợi, hệ thống có thể phải huy động các nguồn điện giá cao kéo theo áp lực lớn lên giá điện và chi phí sản xuất của nền kinh tế.

Điều đáng nói, LNG đang được kỳ vọng là “cầu nối” trong quá trình chuyển dịch năng lượng. Nhưng nếu các dự án tiếp tục chậm trễ, vai trò này sẽ khó thành hiện thực.

Xuân Phong