Chuyển tiếp sang LNG

Căng thẳng địa chính trị đang thúc đẩy tái cấu trúc chuỗi cung ứng trên quy mô toàn cầu, mang đến cho Việt Nam cơ hội vàng để đạt được mục tiêu tăng trưởng 2 chữ số và thoát khỏi bẫy thu nhập trung bình. Để hiện thực hóa cơ hội tăng trưởng này thông qua việc thu hút nguồn vốn chất lượng cao, hệ thống năng lượng quốc gia của Việt Nam cần phải đáp ứng cả tiêu chuẩn về độ “xanh” và chi phí hợp lý.

Tuy nhiên, bối cảnh trên cũng đặt Việt Nam trước thách thức lớn về bảo đảm “an ninh năng lượng” khi những biến động khó lường trên thế giới có thể gây đứt gãy nguồn cung năng lượng nhập khẩu kéo theo rủi ro về biến động chi phí khổng lồ. Do đó, bài toán “năng lượng phải đi trước một bước”, như đã được nhấn mạnh trong Nghị quyết số 70-NQ/TW của Bộ Chính trị về bảo đảm an ninh năng lượng quốc gia, không chỉ đơn thuần là bài toán về tăng trưởng nguồn cung hay mở rộng mạng lưới truyền tải. Đây còn là bài toán về an ninh chiến lược nhằm bảo đảm sự tự chủ và bảo vệ nền kinh tế của Việt Nam khỏi những rủi ro đứt gãy do phụ thuộc vào các biến động bên ngoài.

Quy hoạch Điện VIII theo Quyết định 500/QĐ-TTg ngày 15/5/2023 và sau đó được điều chỉnh theo Quyết định số 768/QĐ-TTg ngày 15/4/2025 là khung chiến lược của Việt Nam để giải quyết tổng thể bài toán trên. Theo đó, Việt Nam đã vạch rõ mục tiêu giảm dần điện than nhằm thực hiện các cam kết quốc tế về phát thải ròng và chống biến đổi khí hậu để thu hút nguồn vốn xanh chất lượng cao trên thế giới.

Do không còn phát triển thêm điện than, hệ thống điện quốc gia của Việt Nam cần phải có nguồn điện nền đáp ứng đủ các tiêu chí ổn định, sạch và linh hoạt. Trong giai đoạn từ nay đến năm 2035, điện khí (bao gồm khí nội địa và LNG nhập khẩu) được xem là giải pháp chuyển tiếp cần thiết để cân bằng giữa áp lực tăng trưởng kinh tế và yêu cầu bảo vệ môi trường trong ngắn và trung hạn.

Mặc dù vậy, do nguồn khí hiện hữu của Việt Nam đang cạn kiệt nhanh hơn so với ước tính và nhu cầu đối với khí đốt quốc gia ngày càng tăng cao để phục vụ tăng trưởng kinh tế (dự báo nhu cầu khí đốt quốc gia sẽ tăng trung bình 12% mỗi năm và có thể tăng gấp ba vào giữa những năm 2030), nên tổng nhu cầu nhập khẩu LNG của Việt Nam cho các nhà máy điện khí sẽ ngày càng lớn.

Hệ quả tất yếu là an ninh lưới điện quốc gia của Việt Nam phụ thuộc vào nguồn LNG nhập khẩu (từ Mỹ, Australia, Trung Đông) và chuỗi cung ứng toàn cầu, từ đó khiến an ninh năng lượng của dễ bị tổn thương bởi các cú sốc địa chính trị, đứt gãy tuyến hàng hải dẫn đến thiếu hụt nguồn cung và gia tăng chi phí hoặc rủi ro về tỷ giá.

Thế giới đang chứng kiến cạnh tranh địa chính trị gay gắt, khiến giá khí ngày càng nhạy cảm với biến động toàn cầu.

Thứ nhất, khi xung đột Nga - Ukraine nổ ra vào năm 2022, châu Âu đã quay lưng với dòng khí đốt giá rẻ của Nga và ồ ạt thu mua LNG trên thị trường giao ngay (spot market). Cạnh tranh về nhu cầu của châu Âu đã đẩy giá LNG tại thị trường châu Á tăng vọt lên mức kỷ lục chưa từng có.

Thứ hai, sự leo thang căng thẳng ở Trung Đông đã phơi bày điểm yếu chí mạng của chuỗi cung ứng LNG toàn cầu. Hiện có hơn 20% lượng LNG toàn cầu đi qua eo biển Hormuz và một lượng lớn đi qua Biển Đỏ. Khi xung đột bùng nổ và Iran tuyên bố đóng cửa, cũng như tấn công các tàu thương mại qua eo biển Hormuz, các hãng vận tải buộc phải đổi hướng, làm gia tăng chi phí và gián đoạn nguồn cung.

Theo thông lệ quốc tế, để các dự án điện khí với tổng mức đầu tư hàng tỷ USD có thể thu xếp vốn, nhà phát triển điện độc lập (IPP) và ngân hàng tài trợ yêu cầu Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) phải chấp nhận cơ chế “chuyển ngang” (Pass-through) rủi ro giá khí. Điều này đồng nghĩa với việc nếu chiến tranh ở Trung Đông đẩy giá LNG lên gấp 3 lần, EVN phải mua điện với giá đắt tương ứng.

Rõ ràng, việc dựa dẫm vào LNG có thể khiến hạ tầng điện quốc gia trở nên dễ bị tổn thương bởi biến động bên ngoài và đẩy nền kinh tế vào cảnh làm “con tin” bất đắc dĩ trên bàn cờ của các tay chơi địa chính trị lớn.

Các giải pháp

Bất chấp những rủi ro hiện hữu từ chuỗi cung ứng toàn cầu, việc loại bỏ hoàn toàn điện khí khỏi quy hoạch là không khả thi với Việt Nam, ít nhất là trong ngắn hạn và trung hạn. Thay vào đó, Việt Nam cần tích hợp nguồn điện này vào một cấu trúc mới, bắt đầu bằng định vị lại vai trò của điện khí qua các trụ cột chiến lược sau:

Trụ cột thứ nhất là đẩy mạnh hệ sinh thái lưu trữ phân tán để tái định vị điện khí. Để giảm bớt sự phụ thuộc vào nguồn điện khí chạy nền, Việt Nam cần ưu tiên phát triển các mô hình năng lượng tái tạo kết hợp hệ thống lưu trữ pin (BESS), thúc đẩy mô hình cung cấp điện vi mô (micro-grid utility) tại các khu công nghiệp và đẩy nhanh tiến độ các dự án thủy điện tích năng. Hệ sinh thái phân tán này sẽ giúp giảm áp lực cung ứng cho EVN tại các trung tâm phụ tải lớn, đồng thời mở rộng khả năng thu hút dòng vốn đầu tư tư nhân và FDI vào hạ tầng năng lượng quốc gia.

Khi các nguồn năng lượng tại chỗ và hệ thống lưu trữ đảm nhiệm một phần nhu cầu phụ tải, các nhà máy điện khí sẽ được giải phóng khỏi yêu cầu bắt buộc phải vận hành liên tục. Thay vào đó, điện khí LNG có thể chuyển đổi sang vai trò nguồn điện dự phòng linh hoạt mà ở đó hệ thống lưới điện chỉ huy động tối đa các nhà máy điện khí vào những thời điểm phụ tải căng thẳng, thiếu hụt nguồn phát từ năng lượng tái tạo, hoặc khi giá LNG trên thị trường quốc tế giảm xuống mức cho phép.

Bằng cách này, Việt Nam sẽ giới hạn được khối lượng LNG cần nhập khẩu, từ đó kiểm soát một cách có hiệu quả rủi ro biến động giá nhiên liệu thế giới. Mặc dù vậy, sự chuyển đổi mô hình vận hành này chỉ có thể khả thi về mặt tài chính đối với các nhà đầu tư nếu các rào cản về cơ chế giá được tháo gỡ tại các trụ cột tiếp theo.

Trụ cột thứ hai là triển khai giá điện hai thành phần. Để mô hình vận hành linh hoạt nêu trên trở nên khả thi, yêu cầu tiên quyết là phải giải quyết được phương án tài chính cho các dự án điện khí. Trong bối cảnh gia tăng tỷ trọng năng lượng tái tạo, cơ chế “chuyển ngang” theo thông lệ quốc tế bộc lộ hạn chế khi có thể buộc hệ thống phải ưu tiên huy động nguồn điện khí với chi phí nhiên liệu cao, dẫn đến nguy cơ phải cắt giảm các nguồn năng lượng tái tạo có chi phí vận hành thấp hơn.

Giải pháp trọng tâm để tháo gỡ điểm nghẽn này là áp dụng cơ chế giá điện hai thành phần. Theo đó, giá điện của nhà máy và giá điện của EVN bán cho người dùng cuối sẽ bao gồm hai thành phần độc lập: phí công suất - được chi trả cố định nhằm đảm bảo nhà máy duy trì trạng thái sẵn sàng phát điện; phí điện năng - được thanh toán dựa trên lượng điện thực tế phát lên lưới.

Bằng việc tách bạch hai thành phần này, cơ chế mang lại lợi ích hài hòa mà theo đó nhà đầu tư được bảo đảm phương án tài chính để triển khai dự án, trong khi EVN tối ưu hóa được chi phí đầu vào và giảm thiểu rủi ro do biến động giá cả. Các đơn vị chịu trách nhiệm vận hành hệ thống của Việt Nam có thể linh hoạt huy động điện khí chỉ khi hệ thống thực sự có nhu cầu, qua đó bảo đảm năng lực dự phòng cho an ninh lưới điện mà không làm gia tăng rủi ro tài chính trước những biến động giá không lường trước được trên thị trường giao ngay (spot market).

Trụ cột thứ ba là hoàn thiện thị trường điện cạnh tranh và Cơ chế Mua bán điện trực tiếp (DPPA). Mô hình “người mua duy nhất” đang đặt nhiều áp lực tài chính và vận hành lên EVN. Do đó, việc tháo gỡ các vướng mắc kỹ thuật để triển khai cơ chế DPPA qua lưới điện quốc gia là một yêu cầu cấp thiết. Cơ chế này cho phép các khách hàng tiêu thụ lớn trực tiếp đàm phán và mua điện từ các nhà phát triển năng lượng tái tạo. Việc áp dụng DPPA không chỉ giúp chia sẻ rủi ro đầu tư cơ sở hạ tầng và giảm tải áp lực cho ngân sách nhà nước, mà còn đáp ứng nhu cầu sử dụng năng lượng sạch ngày càng cao của các doanh nghiệp FDI nhằm đáp ứng các tiêu chuẩn ESG toàn cầu.

Trụ cột thứ tư là đảm bảo tính minh bạch và ổn định của khung pháp lý. Khả năng thu hút dòng vốn đầu tư quy mô lớn cho các dự án hạ tầng năng lượng và BESS phụ thuộc nhiều vào việc kiểm soát rủi ro chính sách. Do đó, các vướng mắc tồn đọng liên quan đến cơ chế giá điện hỗ trợ (FiT) giai đoạn trước cần được xử lý dứt điểm để khôi phục niềm tin của nhà đầu tư. Việc áp dụng nhất quán nguyên tắc “không hồi tố” theo tinh thần của Nghị quyết 68/NQ-TW sẽ góp phần củng cố một môi trường đầu tư ổn định, minh bạch và có thể dự báo, từ đó tạo tiền đề thuận lợi cho việc huy động vốn vay từ các tổ chức tài chính quốc tế.

Bốn trụ cột giải pháp nêu trên có mối liên hệ chặt chẽ với nhau và cần được triển khai đồng bộ. Việc hoàn thiện cơ chế giá, phát triển thị trường cạnh tranh và ổn định khung pháp lý là điều kiện tiên quyết để thúc đẩy các giải pháp công nghệ (như BESS và micro-grid) phát triển. Thông qua sự tích hợp đồng bộ này, hệ thống điện Việt Nam có thể tái định vị hiệu quả vai trò của điện khí LNG.

Một cấu trúc năng lượng được thiết kế hợp lý sẽ giúp Việt Nam đảm bảo an ninh năng lượng quốc gia, đồng thời giảm thiểu rủi ro biến động từ thị trường quốc tế.