Dự án Nhiệt điện LNG Long Sơn gần 40.000 tỷ đồng: Nhiều thách thức cần hóa giải

Dự án Nhà máy nhiệt điện LNG Long Sơn có công suất khoảng 1.500 MW, tổng mức đầu tư sơ bộ gần 39.867 tỷ đồng. Ảnh minh họa: Phúc An

Thách thức tiến độ

Tại Quyết định số 1702/QĐ-UBND ngày 24/3/2026, UBND TP.HCM chấp thuận chủ trương đầu tư Dự án Nhà máy nhiệt điện LNG Long Sơn với hình thức lựa chọn nhà đầu tư thông qua đấu thầu. Dự án có công suất khoảng 1.500 MW, tổng mức đầu tư sơ bộ 39.867 tỷ đồng (tương đương khoảng 1,6 tỷ USD), trong đó vốn chủ sở hữu chiếm 20% và vốn vay chiếm 80%. Thời gian hoạt động dự kiến 50 năm, mục tiêu vận hành thương mại vào tháng 6/2031.

Theo kế hoạch, toàn bộ quá trình lựa chọn nhà đầu tư phải hoàn thành vào tháng 6/2026. Từ giữa năm 2026 đến giữa năm 2027, nhà đầu tư phải hoàn thành báo cáo nghiên cứu khả thi (FS), đồng thời đàm phán giá điện và hợp đồng mua bán điện (PPA). Tiếp theo là giai đoạn thu xếp tài chính, giải phóng mặt bằng và lựa chọn nhà thầu EPC trong năm 2027 - 2028. Toàn bộ công trình dự kiến hoàn thành trong giai đoạn 2028 - 2031.

Theo ý kiến một nhà đầu tư, từ thực tiễn triển khai các dự án LNG tại Việt Nam, việc “nén” các công đoạn trên trong một khoảng thời gian ngắn là thách thức lớn, tạo áp lực cho cả cơ quan quản lý và nhà đầu tư. Đơn cử, chỉ riêng việc hoàn thiện FS và đàm phán PPA cho dự án LNG dự kiến kéo dài quá một năm do phải xử lý đồng thời nhiều vấn đề như: cơ chế giá điện, chia sẻ rủi ro, biến động giá LNG, tỷ giá và cam kết bao tiêu sản lượng. Nếu các nội dung này không được “chốt” sớm, việc thu xếp vốn của nhà đầu tư sẽ gặp khó khăn. Nói cách khác, tiến độ nhanh có thể tạo áp lực tích cực để đẩy nhanh thực hiện Dự án, nhưng cũng tiềm ẩn rủi ro nếu các điều kiện nền tảng chưa được chuẩn bị đầy đủ.

Nhận diện khó khăn trong lựa chọn nhà đầu tư

Thông qua đấu thầu lựa chọn nhà đầu tư, TP.HCM kỳ vọng lựa chọn được nhà đầu tư mạnh về năng lực kinh nghiệm và tiềm lực tài chính để thực hiện Dự án. Tuy nhiên, với quy mô và tính chất đặc thù của dự án LNG, số lượng nhà đầu tư có năng lực tài chính lớn, có kinh nghiệm phát triển dự án năng lượng phức tạp và khả năng thu xếp nguồn khí là không nhiều. Đây là một bài toán hóc búa khi xây dựng tiêu chí trong hồ sơ mời thầu.

Theo Kế hoạch thực hiện Quy hoạch điện VIII điều chỉnh, giai đoạn 2025 - 2030, Việt Nam sẽ có 15 dự án nhiệt điện LNG được đưa vào vận hành, trong đó có 6 dự án được yêu cầu có giải pháp để bảo đảm tiến độ theo quy hoạch được duyệt. Đến thời điểm này mới có Dự án Nhà máy Nhiệt điện Nhơn Trạch 3 và Nhơn Trạch 4 hoàn thành, Dự án Nhiệt điện LNG Cà Ná, Dự án Nhiệt điện LNG Quỳnh Lập vừa lựa chọn được nhà đầu tư. Các dự án khác đang gặp nhiều vướng mắc.

Đơn cử, Dự án LNG Nghi Sơn từng thu hút 5 nhà đầu tư quan tâm, nhưng qua 3 lần mời thầu vẫn chưa chọn được nhà đầu tư. Ban Quản lý Khu kinh tế Nghi Sơn và các khu công nghiệp tỉnh Thanh Hóa vừa quyết định gia hạn thời điểm đóng thầu Dự án tới ngày 20/4/2026 thay vì ngày 10/4/2026 do điều chỉnh hồ sơ mời thầu nhằm cập nhật mẫu PPA theo đề nghị của Tập đoàn Điện lực Việt Nam. UBND tỉnh Thanh Hóa đã thành lập Tổ công tác hỗ trợ, tháo gỡ khó khăn, vướng mắc cho các dự án nhiệt điện LNG trên địa bàn, trong đó trọng tâm là Nhiệt điện LNG Nghi Sơn.

Thách thức kế tiếp là về đất đai và môi trường. Khu đất thực hiện Dự án Nhà máy nhiệt điện LNG Long Sơn có diện tích khoảng 42,56 ha, trong đó 12 ha là đất rừng phòng hộ. Việc chuyển mục đích sử dụng rừng là một quy trình phức tạp, đòi hỏi nhiều cấp thẩm định và thường kéo dài. Trong quyết định phê duyệt chủ trương đầu tư, TP.HCM nêu rõ, trong trường hợp Dự án không đáp ứng các điều kiện về chuyển mục đích sử dụng đất rừng, cơ quan có thẩm quyền có thể xem xét chấm dứt hoạt động Dự án. Trong nhiều dự án hạ tầng trước đây tại địa phương này, chuyển đổi đất rừng phòng hộ chính là “điểm nghẽn” khiến tiến độ bị kéo dài. Nếu không được xử lý sớm và dứt điểm, Dự án LNG Long Sơn khó tránh khỏi kịch bản tương tự.

Ở góc độ tài chính, Dự án LNG Long Sơn cũng được dự báo sẽ chịu áp lực từ vốn vay và giá LNG. Với tổng mức đầu tư gần 40 nghìn tỷ đồng và tỷ lệ vốn vay lên tới 80%, Dự án phụ thuộc lớn vào khả năng thu xếp tín dụng của nhà đầu tư. Trong khi đó, các tổ chức tài chính quốc tế ngày càng thận trọng với các dự án năng lượng hóa thạch, kể cả LNG - dù được coi là nhiên liệu chuyển tiếp. Ngoài ra, biến động giá LNG trên thị trường quốc tế (do chịu ảnh hưởng của yếu tố địa chính trị, kinh tế) và tỷ giá ngoại tệ rất khó đoán định là chỉ dấu cho thấy yếu tố rủi ro lớn trong công tác thu xếp vốn. Nếu cơ chế giá điện không đủ linh hoạt để phản ứng với các biến động của thị trường thế giới, nhà đầu tư có thể đối mặt với áp lực tài chính đáng kể trong quá trình vận hành. Do đó, cơ chế chia sẻ rủi ro giữa Nhà nước và nhà đầu tư, đặc biệt trong hợp đồng mua bán điện, sẽ là yếu tố then chốt bảo đảm tính khả thi của Dự án LNG Long Sơn.

Theo một số chuyên gia về năng lượng, điểm nghẽn lớn của dự án nhiệt điện LNG nằm ở cơ chế PPA và sản lượng điện hợp đồng tối thiểu. Với các dự án LNG quy mô hàng tỷ USD, nhà đầu tư cần một PPA đủ rõ ràng về giá điện, sản lượng cam kết và cơ chế chia sẻ rủi ro. Thực tế, giá điện LNG đang là một rào cản lớn. Khác với các nguồn điện truyền thống, điện khí LNG chịu tác động mạnh từ biến động giá nhiên liệu trên thị trường quốc tế, trong khi khung giá điện trong nước chịu sự kiểm soát chặt chẽ, khiến việc đàm phán giữa nhà đầu tư và bên mua điện khó đạt được điểm cân bằng.

Trong bối cảnh Chính phủ đang thúc đẩy mạnh mẽ đầu tư hạ tầng và chuyển dịch năng lượng, việc triển khai đúng tiến độ, chất lượng và hiệu quả Dự án Nhà máy nhiệt điện LNG Long Sơn là phép thử đối với năng lực thực thi chính sách, đòi hỏi TP.HCM nhận diện và xử lý kịp thời các thách thức nêu trên.