 |
| Phối cảnh Dự án Nhà máy điện khí LNG Hiệp Phước (TP.HCM) - dự án được đánh giá có khả năng đáp ứng tiến độ khai thác thương mại quý IV/2028 |
Hiện trạng các dự án điện LNG
Đến thời điểm hiện tại, cả nước mới chỉ có Nhà máy Điện khí LNG Nhơn Trạch 3 và Nhơn Trạch 4 (TP. Đồng Nai) chính thức vận hành thương mại với tổng công suất hơn 1,6 GW. So với mục tiêu đến năm 2030 theo Quy hoạch điện VIII điều chỉnh, gánh nặng 20,9 GW còn lại đang đặt lên vai các dự án điện khí LNG thuộc danh mục theo dõi của Bộ Công Thương.
Theo thông tin Bộ Công Thương đưa ra ngày 1/10 tại Phiên họp thứ nhất của Ban Chỉ đạo các công trình trọng điểm do Chính phủ chủ trì, hiện có Dự án Nhà máy điện khí LNG Hiệp Phước (TP.HCM) được đánh giá có khả năng đáp ứng tiến độ. Hầu hết các dự án còn lại tùy thời điểm được chấp thuận đầu tư và đấu thầu lựa chọn nhà đầu tư, vẫn đang ở giai đoạn triển khai dở dang trên thực địa hoặc lập thủ tục đầu tư.
Với LNG Hiệp Phước, Dự án được triển khai theo 3 giai đoạn, tổng công suất 4.200 MW, trong đó giai đoạn I có công suất 1.200 MW với 3 tổ máy. Được khởi công xây dựng và hoàn tất hợp đồng mua bán điện tháng 3/2026, đến nay một số thiết bị chính đã được đưa về nhà máy, những thiết bị còn lại đã hoàn thành khoảng 98% sản lượng đặt hàng nhà sản xuất và đang hoàn tất thủ tục vận chuyển. Chủ đầu tư (Công ty TNHH Điện lực Hiệp Phước) cho biết: “Tiến độ xây dựng đạt khoảng 60%, lắp đặt thiết bị đạt khoảng 20%”. Dự kiến, 3 tổ máy lần lượt vận hành thương mại từ tháng 10 - 12/2028, cung cấp hơn 7 tỷ kWh điện thương phẩm mỗi năm.
Bên cạnh Dự án LNG Hiệp Phước, tại Thanh Hóa, Dự án Nhà máy điện khí LNG Công Thanh đang có những chuyển động trên công trường với 80% mặt bằng đã được san gạt; tài chính được thu xếp ổn thỏa cho cả 2 giai đoạn với tổng công suất 3.000 MW. Công ty CP Điện khí Công Thanh (chủ đầu tư) cho hay, sẽ hoàn tất thủ tục góp vốn đầu tư nước ngoài và thiết kế cơ sở trong năm 2026, khởi công năm 2027, chạy thử vào năm 2030, hòa lưới thương mại trong quý III/2030. Chủ động là vậy, nhưng Dự án đang gặp vướng mắc về hạ tầng kho cảng; chưa được cấp giấy chứng nhận đầu tư điều chỉnh chuyển đổi hoàn toàn từ nhiệt điện than sang điện khí LNG nhập khẩu và chưa được duyệt nâng công suất từ 600 MW lên 1.500 MW điện khí LNG giai đoạn 1… Theo nhận định của Chủ đầu tư, nếu các thủ tục trên được giải quyết kịp thời, Nhà máy sẽ vận hành thương mại đúng theo kế hoạch.
Đối với Dự án Nhà máy nhiệt điện LNG Quỳnh Lập (Nghệ An) công suất 1.500 MW, dù khởi công xây dựng hạ tầng kỹ thuật từ ngày 18/5/2026, nhưng quá trình triển khai gặp khó khăn liên quan đến thủ tục đầu tư, báo cáo nghiên cứu khả thi, quy hoạch và giải phóng mặt bằng nên tiến độ chậm so với kế hoạch. Lãnh đạo tỉnh Nghệ An yêu cầu các chủ thể liên quan khẩn trương tháo gỡ vướng mắc, nhất là quy hoạch 1/500 chưa phê duyệt; đẩy nhanh công tác bồi thường, giải phóng mặt bằng và bố trí tái định cư.
Tại Khánh Hòa, Dự án Nhà máy nhiệt điện LNG Cà Ná do Công ty CP Tập đoàn Trung Nam đầu tư đang trong giai đoạn san lấp mặt bằng, dự kiến khởi công cuối năm 2026, đưa vào vận hành cuối tháng 12/2030. Sau LNG Cà Ná, Trung Nam nghiên cứu đề xuất Dự án Nhà máy nhiệt điện LNG Nghi Sơn (Thanh Hóa), nhưng sau 3 lần đấu thầu chưa chọn được nhà đầu tư.
Ngoài ra, một số dự án đang lập thủ tục đầu tư, triển khai thi công, chậm thi công do vướng mặt bằng, cơ chế huy động vốn, bảo lãnh khoản vay, hợp đồng mua bán điện… Các dự án LNG Thái Bình, LNG Quảng Ninh, LNG Hải Lăng, LNG Bạc Liêu, LNG Hải Phòng, LNG Long An I, LNG Sơn Mỹ 1, 2 (Lâm Đồng) và LNG Long Sơn (TP.HCM) đang tổ chức đấu thầu lựa chọn nhà đầu tư.
Gỡ “điểm nghẽn” tài chính, hợp đồng mua bán điện
PGS.TS Ngô Trí Long, chuyên gia thuộc Hiệp hội Tư vấn tài chính Việt Nam chỉ ra hai “điểm nghẽn” lớn trong phát triển điện khí LNG là vốn và thị trường. Các dự án LNG cần lượng vốn rất lớn, thời gian thu hồi dài, trong khi các yếu tố như giá điện, sản lượng, tỷ giá và trách nhiệm khi xảy ra biến động chưa thực sự rõ ràng. Khi dòng tiền chưa đủ rõ, ngân hàng khó cho vay và nhà đầu tư khó quyết định. Ở phía thị trường, giá LNG nhập khẩu biến động mạnh; cách thức mua LNG và tính giá điện chưa thật rõ; việc huy động các nhà máy điện khí cần minh bạch; kho cảng, đường ống phải bảo đảm khả năng tiếp cận công bằng. Nếu thiếu minh bạch, chi phí cao có thể chuyển sang người sử dụng điện.
Để phát triển điện khí LNG, PGS.TS Ngô Trí Long đề xuất cần đồng thời mở cả hai “khóa” trên. Trong đó, dòng tiền phải rõ ràng, hợp đồng đủ điều kiện vay vốn; tín hiệu giá cần minh bạch, thị trường có cạnh tranh và vận hành hiệu quả.
Đối với danh mục dự án hiện hữu đã có chủ trương đầu tư và đang tìm kiếm nhà đầu tư, TS. Nguyễn Quốc Thập, Chủ tịch Hội Dầu khí Việt Nam kiến nghị, cần thiết chủ động phân loại danh mục dự án LNG theo mức độ sẵn sàng đầu tư để tạo cơ sở rõ ràng cho cơ quan quản lý điều hành hiệu quả theo 3 nhóm: Nhóm 1: Các dự án có thể ra quyết định đầu tư trong vòng 6 đến 18 tháng tới; Nhóm 2: Các dự án cần bổ sung, hoàn thiện thêm thủ tục; Nhóm 3: Các dự án thuộc diện “báo động đỏ” liên quan đến tư cách nhà đầu tư, có tình trạng chậm trễ, ì ạch.
Chủ tịch Hội Dầu khí Việt Nam đề xuất xây dựng một gói giải pháp đồng bộ tháo gỡ điểm nghẽn cho các dự án chưa đưa ra quyết định đầu tư cuối cùng (FID). Trong đó, mở rộng cơ chế mua bán điện trực tiếp (DPPA) cho các dự án điện khí LNG, giúp giải quyết gốc rễ các vướng mắc về cam kết bao tiêu sản lượng tối thiểu (Qc) và rủi ro hợp đồng mua bán điện (PPA) dài hạn.
Việc cho phép dự án điện LNG áp dụng DPPA, theo ông Nguyễn Quốc Thập, sẽ mang lại tác dụng lớn: bên mua và bên bán tự thỏa thuận Qc 10 năm, 15 năm hoặc lâu hơn. Chủ đầu tư bên mua/bán có cơ hội tự xây dựng đường dây truyền tải riêng, hoặc thuê lại đường dây của Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN)/nhà đầu tư khác và trả phí. Các vấn đề Nhà nước lo ngại được giải quyết thông qua việc chuyển sang cho bên mua và bên bán tự chủ động thỏa thuận.
Ở góc độ tài chính và rủi ro đầu tư, PGS.TS Ngô Trí Long phân tích thêm, các dự án điện LNG rất phức tạp, đòi hỏi quy mô vốn lớn, chuỗi cung ứng kéo dài và đối mặt với rủi ro kép từ biến động giá nhiên liệu nhập khẩu cũng như tỷ giá ngoại tệ. Vì vậy, ông Long khuyến nghị, cần thiết kế hợp đồng PPA linh hoạt theo từng giai đoạn, đồng thời nghiên cứu áp dụng cơ chế giá điện nhiều thành phần bao gồm cả giá công suất để cân bằng hài hòa giữa mục tiêu điều tiết của Nhà nước và khả năng hoàn vốn của nhà đầu tư.
Ở góc độ quản lý nhà nước, ông Bùi Quốc Hùng, Phó Cục trưởng Cục Điện lực (Bộ Công Thương) cho biết, Cục sẽ rà soát toàn bộ danh mục dự án LNG trong Quy hoạch điện VIII điều chỉnh, đề xuất phân loại theo mức độ sẵn sàng về đầu tư, đất đai, hạ tầng LNG, nguồn khí, thu xếp vốn và đấu nối, xác định rõ nhóm dự án ưu tiên, có khả năng hoàn thành sớm để tập trung tháo gỡ vướng mắc, sớm đưa vào vận hành, tránh dàn trải nguồn lực. Song song đó, xây dựng tiêu chí đồng bộ hạ tầng nhập khẩu LNG với các dự án điện; nghiên cứu các trung tâm khí - điện LNG có hạ tầng dùng chung; tiếp tục hoàn thiện cơ chế giá điện và PPA theo tinh thần Nghị quyết 70-NQ/TW, bảo đảm hài hòa lợi ích giữa Nhà nước, nhà đầu tư, doanh nghiệp điện lực và người sử dụng điện; tăng cường phối hợp giữa Bộ Công Thương, các địa phương, EVN, Petrovietnam, doanh nghiệp khí và các nhà đầu tư để giải quyết đồng bộ các vấn đề về nguồn khí LNG, nhà máy điện và lưới điện. Đồng thời, xử lý dứt điểm các dự án chậm tiến độ kéo dài, chuẩn bị phương án thay thế hoặc bổ sung nguồn điện để bảo đảm cân đối cung - cầu hệ thống.
