Dự án LNG Việt Nam: quy hoạch nhiều, triển khai ít
LNG Hub là đầu mối tiếp nhận, lưu trữ và tái hóa khí tự nhiên hóa lỏng để cung cấp cho nhiều nhà máy điện và khách hàng công nghiệp trong một khu vực, thay vì xây kho cảng riêng cho từng dự án. Đây là cách tổ chức hạ tầng đáng cân nhắc khi nhiều dự án LNG Việt Nam bị đình trệ trước khi chuỗi cung ứng thành hình.
Trong báo cáo công bố tháng 11/2026, IEEFA rà soát các dự án LNG tại Việt Nam, Philippines, Thái Lan và Bangladesh. Riêng Việt Nam có ít nhất 20 dự án hoặc giai đoạn điện khí LNG, tổng công suất 32.650 MW, đã bị hủy, rút khỏi danh mục ưu tiên hoặc không có tiến triển đáng kể trong 5 năm; giá trị đầu tư dự kiến của nhóm này khoảng 26,33 tỷ USD. Cùng lúc, 10 dự án kho cảng với công suất cộng dồn 24,22 triệu tấn mỗi năm cũng bị rút lại hoặc đình trệ, với giá trị ước tính 3,67 tỷ USD. Đây là vốn dự kiến, không phải tiền đã giải ngân hay thiệt hại thực tế; các hạng mục cũng có tình trạng pháp lý khác nhau.
Tỷ lệ hoàn thành làm rõ khoảng cách giữa quy hoạch và công trình vận hành: chỉ khoảng 11% tổng công suất điện khí được khảo sát hoàn thành trong giai đoạn 2021–2026, còn tỷ lệ của kho cảng LNG là khoảng 15%. Thời gian triển khai trung bình của nhà máy điện khí vượt 7 năm, dài hơn đáng kể so với kỳ vọng 3–4 năm khi công bố dự án. Vấn đề vì thế không chỉ là thiếu vốn cho từng công trình; đó là nguy cơ nhà máy, cảng và nguồn nhiên liệu không thể cùng về đích.
Nghi Sơn và Vân Phong mở ra lựa chọn hạ tầng dùng chung
Ý tưởng LNG Hub Việt Nam có sức nặng vì mô hình nhà máy nào cũng có kho riêng dễ nhân lên những hạng mục đắt đỏ, trong khi mức sử dụng chưa chắc tương xứng. Nghiên cứu phục vụ điều chỉnh quy hoạch nêu khả năng gom nhu cầu của các nhà máy nằm trong khoảng 100 km: tiếp nhận LNG tại một đầu mối, tái hóa khí tập trung rồi đưa khí qua đường ống. Bắc Trung Bộ đã có chuỗi dự án điện khí từ Thanh Hóa đến Quảng Trị; Nghi Sơn có lợi thế là khu vực đã hiện diện lọc hóa dầu, kho xăng dầu, LPG, cảng biển và hạ tầng công nghiệp.
Đề xuất nghiên cứu LNG Hub ở Hòn Mê, thuộc Khu kinh tế Nghi Sơn, cho thấy ý tưởng đang được đưa ra bàn ở cấp dự án. Một đề xuất khác hướng tới Vân Phong: tháng 3/2026, liên danh INDEL-BB đề xuất Tổ hợp công nghiệp năng lượng tại Phân khu 19, quy mô khoảng 354,71 ha. Các bên dự kiến nghiên cứu hạ tầng LNG ở Vân Phong và Nam Phú Yên, gồm cảng tiếp nhận, FSRU, cấp LNG cho nhiều nhóm khách hàng và nạp LNG lên xe bồn. Nếu thành hình, Vân Phong có thể chuyển từ khu vực công nghiệp, cảng biển thành đầu mối hạ tầng năng lượng dùng chung cho nhiều nhà nhập khẩu và khách hàng.
Hướng tiếp cận vùng hợp lý hơn việc xây nhiều kho cảng ít được dùng, nhưng không thể xem việc gom hạ tầng là bảo đảm thành công. Nhu cầu điện, kết nối đường ống, khả năng tiếp nhận tàu và các khách hàng công nghiệp phải được tính đồng bộ. Nếu không có người mua khí đủ ổn định, một trung tâm lớn vẫn có thể trở thành tài sản nhàn rỗi.
Tiến độ và đầu ra mới là phép thử của điện khí LNG
Các dự án kho cảng và nhà máy không thể được đánh giá tách rời chuỗi cung ứng. Theo IEEFA, khoảng 70% lượng khí tự nhiên tiêu thụ ở Việt Nam được dùng để sản xuất điện; nhà máy chậm tiến độ vì vậy có thể khiến cảng nhập LNG thiếu khách hàng, còn cảng chưa sẵn sàng lại làm nhà máy khó chốt nguồn nhiên liệu. Hai kho đã vận hành cho thấy rủi ro sử dụng không đồng đều: lượng LNG nhập qua Thị Vải tăng sau khi Nhơn Trạch 3 và 4 đi vào hoạt động, trong khi Cái Mép gần như không ghi nhận thêm LNG sau lô phục vụ chạy thử. Hạ tầng hoàn thành chưa đồng nghĩa với hạ tầng được khai thác hiệu quả.
Hệ quả không dừng ở phía nhà đầu tư. Khi giá nhiên liệu đầu vào tăng mà giá bán điện không được điều chỉnh tương ứng, bên mua điện đối mặt với rủi ro chi phí. Nếu dự án tiếp tục kéo dài, kho cảng vận hành dưới công suất còn nhiên liệu nhập khẩu gây thêm sức ép lên khả năng cân đối tài chính của ngành điện. Người sử dụng điện có thể chịu ảnh hưởng gián tiếp qua áp lực chi phí và sự khó khăn trong bảo đảm nguồn cung; bởi vậy, tiến độ của cả chuỗi quan trọng hơn số lượng dự án ghi trong quy hoạch.
Trước khi chấp thuận thêm các công trình lớn, cần trả lời rõ ba câu hỏi: nhà máy nào sẽ tiêu thụ khí, sản lượng đầu ra có đủ duy trì hoạt động của cảng và ai bảo đảm dòng tiền dài hạn? Quy mô hạ tầng tự nó không chứng minh tính khả thi tài chính; phải xác định nguồn tiêu thụ, sản lượng khí bán ra và khả năng duy trì dòng tiền suốt vòng đời dự án. Đây cũng là lý do mô hình LNG Hub chỉ đáng theo đuổi khi có cam kết khách hàng, cơ chế chia sẻ hạ tầng và lộ trình đầu tư khớp với tiến độ nhà máy.
Kết luận: xây theo nhu cầu vùng, không theo danh sách dự án
Từ Nghi Sơn đến Vân Phong, các đề xuất LNG Hub gợi ra một cách tổ chức nhập khẩu khí có thể tiết kiệm hạ tầng trùng lặp và kết nối nhiều nhóm khách hàng. Nhưng bài học từ hàng chục dự án bị đình trệ là không nên coi quy hoạch, đề xuất đầu tư hay công suất thiết kế như bằng chứng về nhu cầu thật. Việt Nam cần ghép tiến độ nhà máy điện với cảng, đường ống, hợp đồng cung ứng và đầu ra khí; đồng thời chứng minh được khả năng huy động vốn dài hạn. Nếu thiếu những điều kiện đó, trung tâm vùng chỉ đổi quy mô của rủi ro, chứ không giải quyết được rủi ro. Ưu tiên đúng không phải xây càng nhiều càng tốt, mà là triển khai đồng bộ những hạ tầng có khách hàng và lịch vận hành khả thi.
