Hiện tượng thực tế và những mảnh ghép thông tin
Theo bài viết trên VietnamPlus, Dự án Nhà máy Nhiệt điện LNG Nghi Sơn (Thanh Hóa) đã không thu hút được bất kỳ nhà đầu tư nào sau 3 lần mời thầu liên tiếp. Thời điểm đóng thầu gần nhất là ngày 20/4/2026.
Trong Quy hoạch điện VIII điều chỉnh, tổng công suất nguồn điện khí giai đoạn đến năm 2035 dự kiến đạt khoảng 51.724 MW. Trong đó, các nhà máy sử dụng khí tự nhiên trong nước đạt 7.900 MW, còn các nhà máy điện khí LNG nhập khẩu đạt 36.324 MW. Ngoài ra còn 7.500 MW dự phòng phát triển từ 2031-2035.
| Chỉ tiêu | Số liệu (MW) | Nguồn |
|---|---|---|
| Tổng công suất điện khí đến 2035 | 51.724 | Quy hoạch điện VIII điều chỉnh |
| Công suất điện khí LNG nhập khẩu | 36.324 | Quy hoạch điện VIII điều chỉnh |
| Công suất điện khí LNG dự phòng (2031-2035) | 7.500 | Quy hoạch điện VIII điều chỉnh |
| Dự án đã vận hành thương mại | 1 dự án (Nhơn Trạch 3&4) | PV Power |
Đến thời điểm hiện tại, chỉ có duy nhất dự án Nhơn Trạch 3&4 do PV Power làm chủ đầu tư phát điện thương mại vào ngày 14/12/2025. Các dự án khác như Quỳnh Lập, Ô Môn 4 mới chỉ khởi công. Đa phần còn lại đang ở giai đoạn phê duyệt chủ đầu tư hoặc đàm phán hợp đồng.
Danh sách các dự án chưa triển khai bao gồm: Cà Ná (Khánh Hòa), Hải Lăng, Quảng Ninh, Thái Bình, Long An, Hiệp Phước, Hải Phòng, Ô Môn 2.
Bản chất dòng tiền đang vận hành ra sao
TS. Nguyễn Quốc Thập, Chủ tịch Hội Dầu khí Việt Nam, chỉ ra vướng mắc số 1 là thị trường tiêu thụ điện khí LNG tăng trưởng chậm so với mục tiêu quy hoạch. Nhiều nhà đầu tư e ngại giá thành sản xuất điện khí LNG cao sẽ khó bán điện cho EVN.
Hai nghị định gần đây (Nghị định 56/2025/NĐ-CP ngày 3/3/2025 và Nghị định 100/2025/NĐ-CP ngày 8/5/2025) chưa tháo gỡ được bài toán này cho nhà đầu tư.
Hợp đồng mua bán điện PPA chuẩn cho dự án điện khí LNG (bao gồm cả BOT và IPP) vẫn chưa có. Quy hoạch lưới điện chưa đồng bộ với quy hoạch phát triển nguồn.
Các điểm nghẽn cụ thể gồm:
- Chưa có cơ chế phí công suất (capacity payment) – khoản doanh thu cố định hoàn vốn đầu tư.
- Chưa có cơ chế bao tiêu sản lượng điện hợp đồng tối thiểu dài hạn (Qc).
- Chưa có cơ chế bao tiêu khí và chuyển đổi ngoại tệ.
- Rủi ro địa chính trị Trung Đông làm chuỗi cung ứng LNG biến động, giá khó lường, trong khi cơ chế chia sẻ rủi ro chưa rõ ràng.
Phát thải CO₂ từ điện khí LNG thấp hơn 40-50% so với điện than truyền thống. Đây là lợi thế kỹ thuật nhưng chưa đủ để bù đắp rủi ro tài chính.
Bối cảnh và các dữ kiện cần theo dõi
PGS-TS. Ngô Trí Long nhận định giá LNG biến động do cung-cầu toàn cầu, biến đổi khí hậu, chính sách năng lượng và khủng hoảng địa chính trị. Cơ chế giá điện LNG cần được xây dựng theo hướng thị trường, cho phép điều chỉnh linh hoạt.
TS. Nguyễn Quốc Thập đề xuất hợp đồng PPA cần tiệm cận chuẩn quốc tế để đủ điều kiện huy động vốn. Cần xem xét bảo lãnh Chính phủ có chọn lọc cho các dự án hạ tầng đầu mối (cảng LNG, kho chứa, hệ thống tái hóa khí).
Các chính sách tài chính được đề xuất gồm:
- Ưu đãi thuế.
- Tín dụng xanh.
- Hỗ trợ tiếp cận nguồn vốn quốc tế.
Dự thảo sửa đổi Nghị định 56/2025/NĐ-CP và Nghị định 100/2025/NĐ-CP đang được xem xét. Kết quả sẽ quyết định khả năng thu hút vốn cho 36.324 MW điện khí LNG trong giai đoạn 2026-2035.