Việt Nam đặt mục tiêu đưa 22.524 MW điện khí LNG vào vận hành vào năm 2030, nhưng hiện mới khoảng 7% công suất này thực sự phát điện. Khoảng cách lớn giữa "có chủ" và "có thể xây" đang cho thấy nút thắt của điện LNG không còn nằm ở việc tìm nhà đầu tư, mà ở khả năng hình thành những dự án đủ điều kiện tài chính, thương mại và kỹ thuật để ngân hàng chấp nhận rót vốn.
Hơn 40% mục tiêu công suất ở những nhà máy chưa xây dựng
Theo Kế hoạch thực hiện Quy hoạch điện VIII điều chỉnh, đến năm 2030 Việt Nam đặt mục tiêu có 22.524 MW nhiệt điện LNG, tương đương khoảng 9,5% - 12,3% tổng công suất nguồn điện của hệ thống. Tuy nhiên, khi thời gian còn lại đến mốc này ngày càng ngắn, phần công suất LNG đã thực sự đi vào vận hành vẫn rất khiêm tốn.
Đến nay, cụm Nhơn Trạch 3 và Nhơn Trạch 4 của PV Power, với tổng công suất 1.624 MW, là phần công suất LNG đáng kể đã về đích. Nhơn Trạch 3 được công nhận vận hành thương mại vào tháng 11/2025, còn Nhơn Trạch 4 vào tháng 12/2025. Như vậy, công suất LNG đã vận hành mới tương đương khoảng 7,2% mục tiêu năm 2030.
Nếu cộng thêm 1.200 MW của LNG Hiệp Phước giai đoạn I – dự án hiện được Bộ Công Thương đánh giá có khả năng đáp ứng tiến độ – tổng công suất đã vận hành hoặc có triển vọng tương đối rõ ràng cũng mới đạt 2.824 MW, tương đương khoảng 12,5% mục tiêu. Hiệp Phước đã ký PPA với EVN và khởi công ngày 26/3/2026. Đến đầu tháng 10, khối lượng xây dựng đạt khoảng 60%, lắp đặt thiết bị khoảng 20%. Ba tổ máy dự kiến lần lượt vận hành thương mại trong các tháng 10, 11 và 12/2028.
Khoảng cách với phần còn lại của quy hoạch vẫn rất lớn. Chỉ riêng bốn dự án Sơn Mỹ I, Sơn Mỹ II, LNG Bạc Liêu và LNG Nghi Sơn đã có tổng công suất khoảng 9.200 MW, tương đương 40,8% mục tiêu điện LNG năm 2030, nhưng chưa dự án nào trong nhóm này bước vào xây dựng nhà máy chính.
Hai dự án Sơn Mỹ I và Sơn Mỹ II có tổng công suất khoảng 4.500 MW, đi kèm hệ thống kho cảng LNG. Tuy nhiên, toàn bộ chuỗi vẫn phụ thuộc vào việc hoàn tất đồng bộ nhiều thủ tục và hạ tầng liên quan. Với mô hình LNG-to-power, việc một mắt xích như cảng nhập, kho chứa, đường ống hay nhà máy điện chậm tiến độ có thể kéo lùi cả chuỗi dự án.
LNG Bạc Liêu còn có quy mô lớn hơn, công suất 3.200 MW với tổng mức đầu tư khoảng 4 tỷ USD. Dù đã được cấp giấy chứng nhận đăng ký đầu tư hơn 5 năm, kết luận thanh tra công bố giữa năm 2026 cho thấy dự án vẫn mới dừng ở giai đoạn chuẩn bị đầu tư, chưa triển khai xây dựng. Riêng dự án này đã tương đương hơn 14% tổng mục tiêu công suất LNG năm 2030.
Trong khi đó, LNG Nghi Sơn 1.500 MW còn ở bước sớm hơn. Sau ba lần mời thầu, đến thời điểm đóng thầu tháng 4/2026 vẫn không có nhà đầu tư nộp hồ sơ. Đến đầu tháng 10, Bộ Công Thương tiếp tục xác nhận Nghi Sơn cùng Long Sơn là hai dự án trong nhóm trọng điểm chưa hoàn tất lựa chọn nhà đầu tư.
Một số dự án khác đã tiến thêm vài bước nhưng lịch trình ngày càng sát mốc 2030. Quảng Trạch II công suất 1.500 MW đã ký hợp đồng EPC và được bàn giao mặt bằng, song đầu tháng 10/2026 vẫn chưa khởi công, với kế hoạch bắt đầu xây dựng vào tháng 11 và mục tiêu vận hành trong năm 2029. LNG Cà Ná cũng đặt mục tiêu khởi công cuối năm 2026 và vận hành vào cuối tháng 12/2030, đồng nghĩa gần như không còn nhiều khoảng đệm nếu PPA, thu xếp vốn, thiết bị hay hạ tầng LNG phát sinh chậm trễ.
Câu chuyện này lý giải vì sao con số "16/18 dự án đã có chủ" chưa phản ánh đầy đủ mức độ sẵn sàng của điện LNG. Tại phiên họp Ban Chỉ đạo các công trình trọng điểm trong lĩnh vực công thương và xây dựng ngày 1/10, Bộ Công Thương cho biết trong 18 dự án đang được theo dõi, mới 2 dự án khởi công, còn 14 dự án vẫn trong các bước chuẩn bị đầu tư.
Có nhà đầu tư nhưng chưa chắc ngân hàng chịu cho vay
Điện LNG khác với nhiều dự án nguồn điện nhỏ hơn ở chỗ tổng vốn đầu tư thường lên tới hàng tỷ USD và phụ thuộc lớn vào vốn vay dài hạn. Vì vậy, việc một dự án được đưa vào quy hoạch, có giấy phép hoặc thậm chí đã tìm được nhà đầu tư chưa đồng nghĩa dự án có thể ngay lập tức bước vào xây dựng.
Đối với các ngân hàng và định chế tài chính, điều họ quan tâm là sau khi nhà máy hoàn thành, dự án có đủ khả năng bán điện, tạo dòng tiền ổn định và trả nợ trong hàng chục năm hay không. Điều đó khiến PPA, cơ chế huy động điện, giá nhiên liệu và cách phân bổ rủi ro trở thành những yếu tố có tính quyết định đối với khả năng sinh lời của dự án.
Trường hợp LNG Long An I và II cho thấy rõ vấn đề này. Theo tài liệu của Bộ Công Thương, dự án chưa thể khởi công không chỉ vì các vấn đề liên quan tới thuê đất, quyền nhập khẩu LNG hay hạ tầng cung cấp khí, mà còn bởi một số điều khoản trong khung pháp lý và PPA chưa đáp ứng yêu cầu của các tổ chức tín dụng trong và ngoài nước. Dự án có thể đã có nhà đầu tư nhưng vẫn chưa hình thành được cấu trúc đủ khả năng huy động vốn.
Một trong những điểm đang được tranh luận nhiều nhất là cơ chế sản lượng điện hợp đồng tối thiểu dài hạn. Quy định hiện hành đặt mức tối thiểu ở 65% sản lượng điện phát bình quân nhiều năm trong thời gian trả nợ, tối đa 10 năm. Trong năm 2026, Bộ Công Thương đã đề xuất nâng tỷ lệ này lên ít nhất 75% và kéo dài thời gian áp dụng tối đa lên 15 năm nhằm hỗ trợ khả năng thu xếp tài chính.
Tuy nhiên, một số nhà đầu tư cho rằng mức 75% trong 15 năm vẫn chưa đủ để bảo đảm tính khả thi tài chính, đồng thời đề xuất tỷ lệ 85%-95% trong thời gian 20-25 năm. Ở chiều ngược lại, cơ quan quản lý phải cân nhắc rủi ro nếu cam kết mua điện ở tỷ lệ quá cao, bởi hệ thống có thể phải thanh toán cho nhà máy LNG ngay cả trong những giai đoạn nhu cầu huy động thấp hoặc xuất hiện nguồn điện có giá rẻ hơn.
Câu chuyện càng phức tạp khi điện LNG sử dụng nhiên liệu nhập khẩu, kéo theo rủi ro về biến động giá LNG, vận chuyển, lưu trữ, tái hóa khí và tỷ giá. Dù thị trường LNG nhập khẩu tại Việt Nam đã bắt đầu hình thành, với hai đầu mối Thị Vải và Cái Mép cùng các hợp đồng cung cấp dài hạn đang được xây dựng, nguồn nhiên liệu chỉ là một mắt xích trong cấu trúc tài chính của cả dự án.
Thời gian cũng đang trở thành áp lực ngày càng lớn. Bộ Công Thương từng ước tính toàn bộ quy trình từ lựa chọn nhà đầu tư, lập và phê duyệt báo cáo nghiên cứu khả thi, đàm phán PPA, thu xếp vốn tới thực hiện EPC của một dự án điện khí có thể mất 7-8 năm. Trong khi đó, mốc 2030 đã ở rất gần, khiến những dự án còn ở giai đoạn chuẩn bị phải chạy đua với lịch trình vốn đã rất chặt.
