Điểm nghẽn LNG

Tại xã Phước Khánh, tỉnh Đồng Nai, những ánh lửa xanh đầu tiên từ các turbine khí khổng lồ của nhà máy điện Nhơn Trạch 3 và 4 đang thắp sáng hy vọng về một kỷ nguyên năng lượng mới của Việt Nam. Lần đầu tiên một dự án điện khí hóa lỏng (LNG) quy mô lớn đi vào hoạt động, bổ sung nguồn điện nền linh hoạt cho phía Nam. 

Việt Nam không còn là một người chơi tiềm năng mà đã trở thành một trong những thị trường LNG mới đáng chú ý nhất châu Á. Với kế hoạch bổ sung 22-22,5 GW điện khí vào năm 2030, nhu cầu nhập khẩu của Việt Nam dự kiến sẽ vượt 18 triệu tấn/năm. Năm 2025, Việt Nam đã chi gần 419,33 triệu USD để nhập khẩu khoảng 651.000 tấn LNG, tăng hơn 67% so với năm trước đó. Nguồn cung LNG của Việt Nam hiện vẫn do Malaysia, Qatar và Indonesia chi phối. Các tập đoàn như ExxonMobil, Cheniere Energy và ConocoPhillips (Mỹ) đang đàm phán với Petrovietnam về các hợp đồng dài hạn và hạ tầng khí. 

Tuy nhiên, ngay khi Việt Nam sẵn sàng “mở hầu bao”, thị trường LNG châu Á lại rơi vào giai đoạn biến động khốc liệt nhất kể từ năm 2020. Theo Bloomberg, nhập khẩu LNG khu vực đã chạm đáy 6 năm do căng thẳng tại Trung Đông. Việc phong tỏa eo biển Hormuz đã làm tê liệt khoảng 1/5 nguồn cung LNG toàn cầu. Điều này tạo ra một nghịch lý cho năm 2026: nhu cầu không hề giảm nhưng dòng chảy năng lượng bị bóp nghẹt. Hệ lụy dây chuyền trên thị trường là Trung Quốc giảm nhập khẩu 30%, Ấn Độ giảm 20%. LNG giao ngay tại châu Á đã đảo chiều tăng mạnh sau khi chạm mức 17 USD/MMBtu.  

Năm 2026 chứng kiến sự phân hóa rõ rệt trong hạ tầng LNG. Trong khi kho cảng LNG Thị Vải của PV GAS đã vận hành trơn tru, cung cấp khí cho các hộ công nghiệp và nhà máy điện khu vực phía Nam thì các dự án tại miền Bắc vẫn đang trong tình trạng “chờ đợi”. Sự mất cân đối về hạ tầng khiến miền Bắc vẫn đối mặt với nguy cơ thiếu điện cục bộ trong những đợt nắng nóng cao điểm, trong khi miền Nam lại đang thừa nguồn nhưng thiếu lưới điện truyền tải để đưa ra Bắc. Đây là bài toán quản trị mà Bộ Công Thương đang nỗ lực giải quyết thông qua việc tăng tốc đường dây 500 kV mạch 4 và mạch 5. 

Theo Quy hoạch điện VIII điều chỉnh, năm 2026 sẽ khởi công 3 đại dự án điện khí LNG gồm Quảng Trạch II, Nghi Sơn và Quỳnh Lập, mỗi dự án có công suất khoảng 1.500 MW. Nhà máy nhiệt điện Quảng Trạch I công suất 1.403 MW cũng sẽ đi vào vận hành. Việc phát triển mạnh điện khí LNG là giải pháp chuyển tiếp quan trọng nhằm bảo đảm nguồn cung điện ổn định trong khi năng lượng tái tạo chưa đủ khả năng thay thế hoàn toàn nhiệt điện truyền thống. 

Ông Đỗ Tiến Thịnh, Phó Giám đốc Trung tâm Đổi mới sáng tạo Quốc gia (NIC), cho rằng, ngày càng có nhiều quốc gia ứng dụng LNG vào các lĩnh vực của đời sống như kế hoạch chuyển đổi sang xe lai điện và LNG từ năm 2035 của Nhật, xu hướng nghiên cứu máy phát điện LNG quy mô nhỏ và sử dụng LNG cho drone... “Điều này sẽ mở ra cơ hội cho Việt Nam không chỉ tiêu thụ LNG mà còn có thể tham gia vào chuỗi giá trị toàn cầu trong lĩnh vực LNG từ dịch vụ kỹ thuật, logistics đến phát triển công nghệ”, ông nói. 

Theo quy hoạch, tổng công suất điện khí LNG dự kiến đạt khoảng 22 GW vào năm 2030, chiếm 9,5-12,3% cơ cấu nguồn điện, tập trung chủ yếu tại các khu vực có nhu cầu tiêu thụ điện lớn như phía Nam. Điều này cho thấy LNG không chỉ là giải pháp tình thế, mà là trụ cột chuyển tiếp trong lộ trình phát triển năng lượng của Việt Nam. 

Việt Nam có một tham vọng LNG khổng lồ, nhưng nút thắt lớn nhất vẫn nằm ở hợp đồng mua bán điện (PPA). Các nhà đầu tư quốc tế và các tổ chức tài chính như JERA (Nhật) hay các đối tác từ Mỹ vẫn đang gây áp lực về cơ chế chuyển hóa giá khí vào giá điện. Khác với than nội địa hay thủy điện, LNG có biên độ dao động giá cực lớn. Nếu Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) không cam kết bao tiêu sản lượng ở mức cao, các dự án sẽ rơi vào tình trạng “đói vốn” vì không thể huy động tài chính từ ngân hàng quốc tế.  

Tình trạng này khiến trong khi các dự án LNG tại Nghệ An, Quảng Trị đang dần có các tín hiệu tích cực thì dự án LNG Nghi Sơn (Thanh Hóa) vẫn đang lận đận trong việc đi tìm nhà đầu tư. Bức tranh trái chiều của các dự án điện khí LNG đang phản ánh vấn đề lớn hơn của thị trường LNG khi nhu cầu rất lớn nhưng hành lang pháp lý và cơ chế tài chính vẫn cần tiếp tục hoàn thiện. Các dự án LNG theo Quy hoạch điện VIII đều có mốc tiến độ rất gấp (đến năm 2030), nếu không thúc đẩy các hướng dẫn dưới luật, nguy cơ chậm tiến độ và thiếu điện trong tương lai là hiện hữu. 

Tiến sĩ Nguyễn Quốc Thập, Chủ tịch Hội Dầu khí Việt Nam, đánh giá yếu tố quan trọng nhất hiện nay là hoàn thiện khung pháp lý thống nhất từ nhập khẩu, mua bán, thương mại và xác lập LNG là hàng hóa năng lượng có tính quốc tế, cho phép sử dụng thông lệ quốc tế. Nếu như không làm được việc này, điện khí sẽ khó bứt phá trong ngắn hạn. Ngoài ra, cơ chế về giá LNG, giá điện khí phải đồng bộ và cần có một công thức chung theo thông lệ quốc tế. 

Đầu tháng 5/2026, Chính phủ đã đưa ra bước đi đột phá khi đề xuất cơ chế bao tiêu tối thiểu 75% sản lượng điện cho những dự án vận hành trước năm 2031. Đây được coi là động lực mới cho các nhà đầu tư đang đứng ngồi không yên tại các dự án như Hiệp Phước hay Bạc Liêu. Nhìn từ góc độ đầu tư, điện khí LNG tại Việt Nam năm 2026 không chỉ là một dự án năng lượng, mà là một phép thử cho lòng tin của nhà đầu tư nước ngoài. Nếu Việt Nam có thể vận hành thành công chuỗi dự án Nhơn Trạch và hoàn thiện khung pháp lý về giá điện 2 thành phần (giá công suất và giá điện năng), dòng vốn hàng tỷ USD sẽ tiếp tục đổ vào. 

Để hiện thực hóa tham vọng 22 GW điện khí LNG vào năm 2030, Việt Nam không chỉ cần hạ tầng cứng, mà còn cần một “hạ tầng mềm” về ngoại giao năng lượng. Cuộc chơi điện khí tại Việt Nam là sự tổng hòa của khả năng chịu đựng cú sốc thị trường toàn cầu và sự khéo léo trong việc chọn lựa đối tác chiến lược giữa lúc dòng chảy LNG thế giới đang được định hình lại bởi xung đột địa chính trị.