Từ Nghi Sơn đến Vân Phong: Việt Nam đang định hình các LNG Hub cấp vùng?
Trong quá trình xây dựng điều chỉnh Quy hoạch tổng thể về năng lượng quốc gia thời kỳ 2021-2030, tầm nhìn đến năm 2050, liên danh Viện Năng lượng và Viện Dầu khí Việt Nam đã đặt ra một câu hỏi đáng chú ý: Việt Nam nên tiếp tục phát triển các kho LNG riêng lẻ gắn với từng dự án điện khí hay hình thành các đầu mối LNG tập trung phục vụ nhiều khách hàng trên quy mô liên vùng? Khi LNG ngày càng giữ vai trò quan trọng trong bảo đảm an ninh năng lượng, đây không chỉ là bài toán chi phí đầu tư mà còn liên quan đến cấu trúc của thị trường khí trong tương lai.
Khi mỗi nhà máy điện không còn cần một kho LNG riêng
Kho cảng Map Ta Phut, nhà ga tái hóa khí đầu tiên của Thái Lan được khánh thành năm 2022 tại tỉnh Rayong.
Trong giai đoạn đầu phát triển điện khí LNG, hầu hết các dự án được đầu tư theo mô hình khép kín: một nhà máy điện đi kèm một cảng tiếp nhận LNG, một hệ thống tồn chứa và tái hóa khí riêng. Cách tiếp cận này tương đối đơn giản về tổ chức nhưng đặt ra vấn đề về hiệu quả đầu tư khi số lượng dự án LNG ngày càng tăng.
Theo nghiên cứu phục vụ điều chỉnh quy hoạch của liên danh Viện Năng lượng - Viện Dầu khí Việt Nam, riêng khu vực Bắc Trung Bộ đã xuất hiện một chuỗi dự án điện khí, trải dài từ Thanh Hóa tới Quảng Trị. Nếu mỗi dự án hình thành một hệ thống nhập khẩu và tái hóa khí riêng biệt, tổng vốn đầu tư hạ tầng có thể tăng mạnh trong khi công suất khai thác không phải lúc nào cũng được sử dụng tối đa.
Nhóm nghiên cứu cho rằng, đối với những cụm nhà máy điện nằm trong bán kính khoảng 100 km và có điều kiện địa hình thuận lợi, phương án tiếp nhận LNG tại một đầu mối, tái hóa khí tập trung rồi vận chuyển bằng đường ống có thể hiệu quả hơn về kinh tế so với việc xây dựng nhiều kho LNG riêng lẻ. Lợi ích của LNG Hub không nằm ở quy mô bể chứa lớn hơn, mà ở khả năng dùng chung các hạng mục có chi phí cao nhất như cảng tiếp nhận, kho chứa và hệ thống tái hóa khí.
Điều đáng chú ý là nghiên cứu không dừng ở bài toán tối ưu một kho LNG riêng lẻ mà hướng tới hình thành các đầu mối LNG cấp vùng, kết nối nhiều nhà máy điện và khách hàng công nghiệp.
Trong kịch bản đó, Nghi Sơn nổi lên như một ứng viên đáng chú ý nhờ hệ sinh thái năng lượng hiện hữu gồm lọc hóa dầu, kho xăng dầu, LPG, cảng biển và hạ tầng công nghiệp. Trong khi đó, các địa điểm như Nam Vân Phong, Sơn Mỹ, Cái Mép hay Long Sơn cũng được xem là những khu vực có điều kiện thuận lợi để phát triển hạ tầng LNG quy mô lớn.
Hòn Mê và bài toán kinh tế của LNG Hub Bắc Trung Bộ
Đảo Hòn Mê, Nghi Sơn, Thanh Hóa.
Những lập luận trong nghiên cứu quy hoạch đang bắt đầu xuất hiện trong các đề xuất đầu tư thực tế. Mới đây, liên danh gồm Gulf Energy, Greenwell Energy Việt Nam cùng các đối tác đã đề xuất nghiên cứu phát triển LNG Hub tại khu vực Hòn Mê, thuộc Khu kinh tế Nghi Sơn.
Dưới góc nhìn của nhà đầu tư, LNG Hub không xuất phát từ nhu cầu xây thêm kho chứa mà từ áp lực bảo đảm nguồn điện cho miền Bắc. Các dự báo của EVN cho thấy, khu vực này có thể thiếu khoảng 5.000 MW công suất vào năm 2030, trong khi hàng loạt dự án điện khí LNG được đưa vào quy hoạch vẫn cần lời giải cho bài toán hạ tầng nhập khẩu nhiên liệu.
Trong các quy hoạch hiện nay đã xuất hiện nhiều dự án điện LNG, nhưng câu hỏi về hạ tầng cung cấp nhiên liệu vẫn chưa có lời giải rõ ràng. Nếu mỗi nhà máy điện đều phát triển một cảng LNG riêng, tổng chi phí đầu tư hạ tầng có thể tăng rất lớn.
Áp lực càng lớn hơn khi nhiều khu vực ven biển phía Bắc không có điều kiện tự nhiên thuận lợi cho các cảng LNG. Độ sâu hạn chế khiến các công trình tiếp nhận phải bố trí xa bờ hoặc sử dụng giải pháp FSRU, làm gia tăng đáng kể chi phí đầu tư nếu mỗi dự án phát triển một hệ thống riêng.
Bởi vậy, vấn đề không phải là xây một kho LNG lớn đến đâu, mà là sử dụng đồng vốn hiệu quả đến mức nào. Ông Somsak Chutanan, cố vấn của Gulf Energy cho rằng, chi phí đầu tư một trạm tiếp nhận LNG hoàn chỉnh có thể lên tới 500 triệu USD. Trong khi đó, chi phí xây dựng đường ống dẫn khí chỉ khoảng 3 triệu USD/km.
"Nếu trung tâm LNG cách khu vực tiêu thụ khoảng 15 km thì tổng chi phí đường ống chỉ khoảng 50 triệu USD. So với việc mỗi dự án tự đầu tư một terminal LNG riêng, giải pháp dùng chung hạ tầng sẽ rẻ hơn rất nhiều", ông nói.
Một phép tính thường được sử dụng trong ngành cho thấy, nhà máy điện công suất 1.500 MW vận hành khoảng 8.000 giờ mỗi năm sẽ tiêu thụ khoảng 1 triệu tấn LNG.
Đặt trong tương quan đó, công suất 3 triệu tấn LNG/năm không còn là câu chuyện của một dự án điện đơn lẻ. Quy mô này tương đương nhu cầu nhiên liệu của khoảng 4.500 MW điện khí, cho thấy Hòn Mê đang được hình dung như một đầu mối cung ứng cho cả khu vực thay vì chỉ phục vụ riêng Thanh Hóa.
Ông Somsak Chutanan, cố vấn của Gulf Energy.
Không chỉ vậy, phạm vi thị trường mà phía nhà đầu tư hướng tới cũng rộng hơn đáng kể so với ranh giới của một địa phương. Theo ông Somsak Chutanan, khách hàng chiến lược của LNG Hub vẫn là các nhà máy điện, song phạm vi kết nối tiềm năng có thể kéo dài từ Quảng Ninh đến Quảng Trị. Nếu được hiện thực hóa, Hòn Mê sẽ không đơn thuần là một điểm nhập khẩu LNG cho Thanh Hóa, mà có thể đóng vai trò đầu mối cung ứng khí cho cả một hành lang năng lượng ven biển Bắc Bộ - Bắc Trung Bộ.
Tuy nhiên, quy mô hạ tầng và hiệu quả kinh tế mới chỉ là một nửa của bài toán. Một LNG Hub có thể được thiết kế với công suất hàng triệu tấn mỗi năm, nhưng khả năng huy động vốn lại phụ thuộc vào câu hỏi: ai sẽ tiêu thụ lượng LNG đó trong nhiều thập kỷ tiếp theo?
Câu hỏi về khách hàng tiêu thụ không chỉ đặt ra với Hòn Mê. Tại Nam Trung Bộ, những đề xuất mới ở Vân Phong cũng đang đi tìm lời giải cho cùng một bài toán: làm thế nào để một hạ tầng LNG quy mô lớn có thể phục vụ nhiều nhóm khách hàng thay vì phụ thuộc vào một dự án điện đơn lẻ.
Nam Vân Phong và đề xuất tổ hợp công nghiệp năng lượng
Nếu Nghi Sơn được chú ý nhờ khả năng kết nối hạ tầng năng lượng hiện hữu, thì Nam Vân Phong có một lợi thế khác: định hướng quy hoạch khu vực đã dành không gian đáng kể cho công nghiệp, cảng biển và năng lượng.
Theo Quy hoạch phân khu xây dựng tỷ lệ 1/2000 Khu chức năng công nghiệp và cảng biển Nam Vân Phong (Phân khu 19), được UBND tỉnh Khánh Hòa phê duyệt ngày 30/6/2025, khu vực có quy mô khoảng 9.945 ha, được định hướng phát triển thành khu cảng biển, dịch vụ hậu cần cảng, kho bãi và công nghiệp tập trung. Trong đó, công nghiệp và năng lượng là một trong những chức năng phát triển quan trọng, gắn với lợi thế cảng nước sâu và hệ thống các dự án công nghiệp hiện hữu.
Định hướng này tạo cơ sở để xem xét những tổ hợp năng lượng có quy mô lớn, tích hợp nhiều loại hình hạ tầng thay vì phát triển từng công trình riêng lẻ. Đáng chú ý, trong danh mục dự án ưu tiên thu hút đầu tư vào Khu kinh tế Vân Phong giai đoạn 2025-2030, Khánh Hòa đã đưa vào nhóm dự án Tổ hợp lọc, hóa dầu Nam Vân Phong, nhà máy hydro xanh và pin nhiên liệu mới, cùng các hạng mục cảng hàng lỏng, khí hóa lỏng, dịch vụ dầu khí và kho khí.
Bản đồ vị trí dự án, ranh giới khu đất dự kiến xây dựng Tổ hợp năng lượng Vân Phong.
Trên nền tảng quy hoạch đó, tháng 3/2026, liên danh INDEL-BB đề xuất phát triển Tổ hợp công nghiệp năng lượng Vân Phong tại Phân khu 19, với diện tích khoảng 354,71 ha và tổng vốn đầu tư dự kiến gần 17.000 tỷ đồng. Theo phương án đề xuất, tổ hợp gồm cảng hàng lỏng, kho LNG công suất 1-3 triệu tấn/năm, kho xăng dầu và hóa chất, nhà máy hydro xanh cùng các hạng mục sản xuất năng lượng khác.
Điểm đáng chú ý trong đề xuất này là cách tiếp cận tích hợp: kho LNG được đặt trong một hệ sinh thái hạ tầng công nghiệp và năng lượng, có khả năng kết nối với các hoạt động nhập khẩu, lưu trữ, phân phối nhiên liệu và sản xuất năng lượng. Đây cũng là hướng phát triển phù hợp với định hướng xây dựng Nam Vân Phong thành trung tâm công nghiệp gắn với cảng biển và logistics.
Một diễn biến tiếp theo là INDEL ký biên bản ghi nhớ hợp tác với KN Energies, doanh nghiệp hạ tầng năng lượng của Litva, vào tháng 7/2026. Hai bên dự kiến nghiên cứu khả năng phát triển hạ tầng LNG tại Vân Phong và Nam Phú Yên, trong đó có các phương án về cảng tiếp nhận, kho nổi tái hóa khí (FSRU), hạ tầng cung cấp LNG cho nhiều nhóm khách hàng và hệ thống nạp LNG lên xe bồn.
Sự tham gia của KN Energies bổ sung kinh nghiệm quốc tế để nghiên cứu mô hình hạ tầng LNG đa khách hàng tại khu vực. Tuy nhiên, MOU hiện mới dừng ở khuôn khổ hợp tác nghiên cứu, chưa xác lập cam kết đầu tư hay vai trò vận hành chính thức của doanh nghiệp này trong dự án.
Nếu được triển khai, mô hình mà INDEL-BB đề xuất có thể mở rộng chức năng của Nam Vân Phong, từ một khu vực công nghiệp và cảng biển sang đầu mối hạ tầng năng lượng tích hợp, trong đó LNG là một cấu phần quan trọng. Đây cũng là điểm đáng chú ý khi đặt Vân Phong trong bức tranh hình thành các LNG Hub cấp vùng tại Việt Nam.
Điều này cho thấy Vân Phong đang được nghiên cứu theo hướng khác với mô hình kho LNG truyền thống. Thay vì xây dựng hạ tầng cho một khách hàng duy nhất, dự án hướng tới vai trò nền tảng dịch vụ, cung cấp các chức năng tiếp nhận, lưu trữ, tái hóa khí và logistics cho nhiều bên tham gia thị trường. Nếu đi theo hướng này, Vân Phong không chỉ là nơi tiếp nhận LNG mà còn có thể trở thành hạ tầng dùng chung cho nhiều nhà nhập khẩu và khách hàng tiêu thụ khí, một mô hình khá phổ biến tại các LNG Hub trên thế giới.
Cách tiếp cận này cũng tương đồng với quan điểm được ông Somsak đề cập đối với Hòn Mê. Theo đó, các nhà máy điện không nhất thiết phải mua LNG từ cùng một đơn vị, mà hoàn toàn có thể lựa chọn nhà cung cấp riêng trong khi cùng sử dụng hạ tầng cảng, kho chứa và tái hóa khí của một đầu mối chung.
Tuy nhiên, để mô hình này vận hành hiệu quả, bài toán tiếp theo không nằm ở kỹ thuật hay hạ tầng mà ở khả năng huy động nguồn vốn dài hạn.
Bài toán vốn: Khi dòng tiền quyết định khả năng triển khai LNG Hub
Từ góc độ phát triển dự án, quy mô hạ tầng và công suất tiếp nhận LNG chưa đủ để bảo đảm tính khả thi về tài chính. Điều quan trọng hơn là phải xác định được nguồn tiêu thụ, sản lượng khí đầu ra và khả năng duy trì dòng tiền trong suốt vòng đời dự án.
Chia sẻ kinh nghiệm từ quá trình phát triển các dự án năng lượng, ông Somsak Chutanan, cố vấn của Gulf Energy cho rằng, các nhà máy điện vẫn là nhóm khách hàng quan trọng nhất đối với một LNG Hub. Đặc biệt, với các dự án LNG-to-Power, hợp đồng mua bán điện (PPA) đóng vai trò then chốt trong việc bảo đảm khả năng huy động vốn.
"PPA là tài liệu quan trọng nhất trong toàn bộ chuỗi LNG-to-Power", ông nhấn mạnh.
Theo ông Somsak, đối với các tổ chức tín dụng, vấn đề không chỉ nằm ở quy mô bể chứa hay cầu cảng, mà là khả năng tạo ra dòng tiền ổn định. Các câu hỏi được đặt ra gồm: ai sẽ sử dụng khí, sản lượng tiêu thụ có đủ ổn định hay không và các hợp đồng dịch vụ có thời hạn đủ dài để bảo đảm khả năng hoàn vốn cho dự án.
Đây cũng là bài toán đặt ra đối với mô hình LNG Hub đa khách hàng. Việc dùng chung cảng tiếp nhận, kho chứa và hệ thống tái hóa khí có thể giúp giảm chi phí đầu tư hạ tầng, nhưng hiệu quả kinh tế chỉ được xác lập khi có đủ khách hàng sử dụng và cơ chế thương mại phù hợp. Các nhà máy điện có thể lựa chọn nhà cung cấp LNG riêng, trong khi cùng sử dụng hạ tầng của một đầu mối chung. Mô hình này mở rộng khả năng tiếp cận thị trường, song cũng đòi hỏi cơ chế phân bổ công suất, phí dịch vụ và cam kết sử dụng hạ tầng rõ ràng.
Bên cạnh đầu ra, chiến lược nguồn cung cũng ảnh hưởng đến hiệu quả vận hành của LNG Hub. Theo ông Somsak, một đầu mối nhập khẩu LNG không nên phụ thuộc vào duy nhất một nguồn cung, mà cần kết hợp các hợp đồng dài hạn, trung hạn và thị trường giao ngay để tăng tính linh hoạt, giảm thiểu rủi ro về nguồn hàng và giá nhiên liệu.
Những phân tích này cho thấy, bài toán phát triển LNG Hub không dừng ở việc xây dựng một cảng tiếp nhận có công suất lớn. Khả năng kết nối với các nhà máy điện, khách hàng công nghiệp, bảo đảm nguồn cung và thiết lập các hợp đồng tiêu thụ dài hạn mới là những yếu tố quyết định hiệu quả khai thác hạ tầng. Đây cũng là phép thử đối với các đề xuất tại Nghi Sơn và Nam Vân Phong khi chuyển từ ý tưởng quy hoạch, xúc tiến đầu tư sang triển khai thực tế. Một LNG Hub không nên phụ thuộc vào một nguồn cung duy nhất mà cần kết hợp các hợp đồng dài hạn, trung hạn và thị trường giao ngay để giảm thiểu rủi ro. Ông Chutanan cho rằng, Canada có thể trở thành một trong những nguồn cung tiềm năng nhờ trữ lượng lớn, giá khí cạnh tranh và thời gian vận chuyển sang châu Á chỉ khoảng 2 tuần.