Tháo gỡ điểm nghẽn để khơi thông dòng vốn vào các dự án điện khí LNG
Điện khí LNG - nguồn bổ sung quan trọng trong cơ cấu năng lượng
Chia sẻ tại tọa đàm “An ninh năng lượng: Khơi thông nguồn lực - Nâng cao tự chủ - Tạo động lực tăng trưởng”, trong khuôn khổ Diễn đàn An ninh năng lượng quốc gia năm 2026 do Bộ Công Thương tổ chức ngày 10/11, TS Nguyễn Quốc Thập, Chủ tịch Hội Dầu khí Việt Nam cho rằng, khí tự nhiên và khí thiên nhiên hóa lỏng (LNG) nhập khẩu là những cấu phần quan trọng trong cơ cấu năng lượng quốc gia, cả trước mắt và trong dài hạn.
Các diễn giả tham dự tọa đàm.
Theo ông, Luật Dầu khí sửa đổi năm 2026 mở thêm cơ hội đưa các mỏ nhỏ, mỏ cận biên vào khai thác, duy trì sản lượng và tìm kiếm những phát hiện khí mới. Đây là cơ sở quan trọng để mở rộng biểu đồ khai thác khí trong nước, góp phần nâng cao mức độ tự chủ năng lượng.
Trong khi đó, LNG nhập khẩu dù tiềm ẩn rủi ro về chuỗi cung ứng, giá cả và khả năng hấp thụ của thị trường, vẫn là nguồn bổ sung cần thiết. Khi tỷ trọng điện gió, điện mặt trời tăng lên, hệ thống điện càng cần những nguồn có khả năng bảo đảm công suất nền và dự phòng trong các tình huống cần thiết.
Vì vậy, theo TS Nguyễn Quốc Thập, phát triển LNG cần được tính toán song song với quá trình mở rộng năng lượng tái tạo. Nguồn điện khí LNG đã được xác định trong Quy hoạch điện VIII điều chỉnh, song cần tiếp tục được xem xét để phù hợp với thực tiễn triển khai.
Vấn đề quan trọng hiện nay không chỉ là xác định quy mô nguồn điện LNG, mà cần tháo gỡ những điểm nghẽn để dự án có thể đi đến quyết định đầu tư cuối cùng. Trong đó, cơ chế giá, hợp đồng mua bán điện, hợp đồng mua bán khí và khả năng thu xếp vốn có mối quan hệ chặt chẽ.
TS Nguyễn Quốc Thập cho rằng, hợp đồng mua bán điện và hợp đồng mua bán khí cần được xử lý đồng thời. Các bên tham gia phải cùng nhận diện, thống nhất và chia sẻ rủi ro trong toàn bộ chuỗi dự án. Nếu chưa thống nhất được cách phân chia rủi ro, cả hai loại hợp đồng đều khó có cơ sở triển khai.
Bên cạnh đó, vấn đề đấu nối cũng cần được giải quyết đồng bộ. Khi hợp đồng và hạ tầng được làm rõ, các tổ chức tín dụng, nhà đầu tư tài chính mới có đủ cơ sở để đánh giá tính khả thi và xem xét hỗ trợ vốn cho dự án.
Một nội dung khác được Chủ tịch Hội Dầu khí Việt Nam nhấn mạnh là cam kết chuyển đổi ngoại tệ. Theo ông, Nhà nước cần có cam kết về khối lượng ngoại tệ được chuyển đổi, trong khi nhà đầu tư chịu trách nhiệm đối với rủi ro tỷ giá.
TS Nguyễn Quốc Thập cho biết, trước đây Chính phủ từng có cơ chế cam kết về tỷ giá, nhưng về sau không còn áp dụng. Trong bối cảnh tháo gỡ khó khăn cho các dự án năng lượng hiện nay, điều cần thiết là bảo đảm cam kết về khối lượng ngoại tệ có thể chuyển đổi. Đây là vấn đề liên quan trực tiếp đến khả năng nhà đầu tư thực hiện nghĩa vụ trả nợ ngân hàng.
DPPA mở thêm cơ hội cho dự án LNG
Một tín hiệu tích cực được TS Nguyễn Quốc Thập đề cập là ngày 22/9/2026, HĐND TP Hồ Chí Minh ban hành nghị quyết cho phép các nhà máy điện khí LNG áp dụng cơ chế mua bán điện trực tiếp (DPPA) với điều kiện truyền tải điện qua đường dây riêng. Theo ông, cơ chế này tạo thêm cơ hội thu hút đầu tư vào các dự án LNG trên địa bàn, giúp nhà đầu tư có thêm cơ sở đưa ra quyết định đầu tư.
TS Nguyễn Quốc Thập, Chủ tịch Hội Dầu khí Việt Nam: Vấn đề quan trọng hiện nay không chỉ là xác định quy mô nguồn điện LNG, mà cần tháo gỡ những điểm nghẽn để dự án có thể đi đến quyết định đầu tư cuối cùng.
Cùng với đó, chủ trương hình thành các trung tâm công nghiệp - năng lượng cũng mở ra khả năng giao dịch điện trực tiếp giữa bên phát điện và bên tiêu thụ thông qua đường dây riêng trong nội khu. TS Nguyễn Quốc Thập đánh giá, đây là bước đột phá, có thể góp phần tháo gỡ những vướng mắc trong quá trình phát triển các dự án năng lượng.
Ở góc độ thị trường điện, ông Hà Đăng Sơn, Chủ tịch Trung tâm Nghiên cứu Năng lượng và Tăng trưởng xanh cho biết, cơ chế DPPA được Bộ Công Thương xây dựng nhằm giải quyết bài toán tiếp cận vốn vay ngân hàng của các dự án, thông qua việc mở rộng sự tham gia của các bên mua điện độc lập.
Tuy nhiên, các bên mua điện độc lập không chỉ có quyền mua điện mà còn phải thực hiện những nghĩa vụ tương ứng với vai trò trong hệ thống. Theo ông Hà Đăng Sơn, các chủ thể này phải chi trả các chi phí liên quan đến truyền tải, phân phối, điều độ hệ thống và dịch vụ phụ trợ, tương tự những yêu cầu đặt ra đối với EVN.
Một nguyên tắc quan trọng của DPPA là giá điện phải phản ánh đúng và đủ chi phí thực tế của hệ thống, phù hợp với tinh thần Nghị quyết số 70-NQ/TW. Việc tính đúng, tính đủ chi phí giúp tránh tình trạng bù giá chéo cho các nhà đầu tư nước ngoài khi mua điện sạch.
Ông Hà Đăng Sơn, Chủ tịch Trung tâm Nghiên cứu Năng lượng và Tăng trưởng xanh: Cơ chế DPPA đã tính đến phương án mở rộng, tích hợp giá của nguồn điện khí LNG
Ông Hà Đăng Sơn cũng lưu ý, các ngành công nghiệp có phụ tải lớn, đặc biệt là sản xuất bán dẫn, không chỉ yêu cầu nguồn điện sạch mà còn đòi hỏi chất lượng điện năng và độ tin cậy cung cấp cao. Do đó, chi phí sản xuất điện và các dịch vụ phụ trợ có thể khác với nhóm khách hàng thông thường.
Để đáp ứng yêu cầu này, cơ chế DPPA đã tính đến phương án mở rộng, tích hợp giá của nguồn điện khí LNG. Theo ông Hà Đăng Sơn, đây là hướng tiếp cận nhằm xem xét LNG trong cơ cấu cung cấp điện cho những khách hàng có yêu cầu cao về chất lượng và độ ổn định, bên cạnh mục tiêu sử dụng năng lượng sạch.
Như vậy, DPPA không chỉ mở rộng phương thức giao dịch giữa bên phát điện và bên tiêu thụ mà còn tạo thêm đầu ra cho các dự án. Tuy nhiên, để cơ chế này phát huy hiệu quả, giá điện, chi phí dịch vụ và trách nhiệm của từng chủ thể cần được xác định minh bạch.
Phân định rủi ro để khơi thông dòng vốn
Cùng đề cập đến những rào cản trong đầu tư năng lượng, TS Nguyễn Anh Tuấn, Phó Chủ tịch Hiệp hội Năng lượng Việt Nam nhấn mạnh yêu cầu phân định rõ rủi ro giữa các bên tham gia dự án, đặc biệt với những dự án điện khí LNG có vốn đầu tư lớn, thời gian thu hồi vốn dài và chịu tác động từ nhiều yếu tố thị trường.
TS Nguyễn Anh Tuấn, Phó Chủ tịch Hiệp hội Năng lượng Việt Nam: Cần phân định rõ rủi ro giữa các bên tham gia dự án, đặc biệt với những dự án điện khí LNG có vốn đầu tư lớn, thời gian thu hồi vốn dài và chịu tác động từ nhiều yếu tố thị trường.
Theo ông, nhà đầu tư không thể sử dụng nguồn vốn của mình để bù đắp những rủi ro chưa được xác định rõ. Vì vậy, cơ chế chia sẻ rủi ro cần được cụ thể hóa, xác định rõ loại rủi ro thuộc trách nhiệm của từng bên, phạm vi trách nhiệm và cách thức xử lý trong từng tình huống.
Khi trách nhiệm được phân định cụ thể, nhà đầu tư mới có cơ sở đánh giá hiệu quả dự án, xây dựng phương án tài chính và quyết định đầu tư. Quan điểm này cũng tương đồng với đề xuất của TS Nguyễn Quốc Thập về việc xử lý đồng thời hợp đồng mua bán khí, hợp đồng mua bán điện và vấn đề đấu nối. Đây đều là những điều kiện quan trọng để tạo niềm tin cho nhà đầu tư và tổ chức tín dụng.
Bên cạnh cơ chế hợp đồng, TS Nguyễn Anh Tuấn cho rằng, cần đổi mới tư duy điều hành hệ thống điện, chuyển từ cách tiếp cận chủ yếu dựa vào khả năng điều chỉnh nguồn cung sang chú trọng tính linh hoạt của phụ tải. Khi điện gió, điện mặt trời gia tăng, cần khuyến khích khách hàng điều chỉnh thời điểm sử dụng điện phù hợp với khả năng cung ứng của hệ thống.
Về thứ tự ưu tiên phát triển nguồn điện, ông cho rằng, trước mắt cần tập trung vào điện mặt trời mái nhà, đồng thời tháo gỡ vướng mắc đối với các dự án nhiệt điện khí và nhiệt điện than có khả năng hoàn thành trước năm 2030. Về dài hạn, điện gió ngoài khơi là hướng phát triển cần quan tâm; còn pin lưu trữ và thủy điện tích năng cần được đánh giá kỹ về hiệu quả, chi phí và vai trò trong hệ thống.
Từ các ý kiến tại tọa đàm, có thể thấy điện khí LNG vẫn là nguồn bổ sung quan trọng trong quá trình chuyển dịch năng lượng, nhưng khả năng hiện thực hóa các dự án phụ thuộc rất lớn vào việc tháo gỡ những điểm nghẽn về cơ chế. Việc đồng bộ hợp đồng mua bán khí, mua bán điện, đấu nối, DPPA và cam kết chuyển đổi ngoại tệ sẽ tạo cơ sở để nhà đầu tư, ngân hàng đánh giá và tham gia dự án.
Đây cũng là điều kiện để LNG phát huy vai trò hỗ trợ tích hợp năng lượng tái tạo, bổ sung nguồn cung và góp phần bảo đảm an ninh năng lượng quốc gia.
