Kính mời Quý Độc giả theo dõi Kỳ 1 tại đây.

3. Nhập khẩu khí thiên nhiên hóa lỏng (LNG) và vấn đề an ninh năng lượng

3.1. Vai trò của LNG trong cơ cấu năng lượng quốc gia

Quy hoạch điện VIII điều chỉnh đặt mục tiêu sẽ có 15 nhà máy điện LNG được đưa vào vận hành trong giai đoạn 2025 - 2030 và thêm 6 nhà máy điện LNG vận hành trong giai đoạn 2031 - 2035. Theo đó, đến 2030 công suất điện sử dụng nhiên liệu LNG đạt 22.524 MW, chiếm khoảng 9,5 – 12,3% tổng công suất hệ thống. Đến năm 2050, dự kiến các nhà máy điện khí LNG có tổng công suất khoảng 28.663 – 39.717 MW (bao gồm cả các nhà máy LNG đốt kèm H₂, LNG chuyển sang H₂ và LNG có CCS), tương ứng khoảng 3 – 5% toàn hệ thống. 

Nghị quyết 70 của Bộ Chính trị về Bảo đảm an ninh năng lượng quốc gia đến năm 2030, tầm nhìn đến năm 2045 đã xác định rõ vai trò và định hướng phát triển cho LNG tại Việt Nam như một giải pháp trọng yếu để bảo đảm an ninh năng lượng. Theo đó, mục tiêu tổng quát của Nghị quyết là "bảo đảm vững chắc an ninh năng lượng quốc gia", trong đó nhấn mạnh việc cung cấp năng lượng đầy đủ, ổn định, bao gồm cả việc đảm bảo cung ứng đủ LNG. Cụ thể, Nghị quyết yêu cầu phát triển cơ sở đầy đủ năng lực nhập khẩu khí tự nhiên hóa lỏng theo nhu cầu cấp cho các nguồn điện khí LNG và các nhu cầu khác; hình thành các trung tâm năng lượng tập trung khí LNG hài hòa các vùng miền. Phát triển các nhà máy điện khí LNG, khuyến khích đầu tư các dự án LNG.

Do tính chất vận hành ổn định, liên tục và linh hoạt, nhiệt điện khí là nguồn cần thiết để điều hòa phụ tải, duy trì ổn định hệ thống điện, và đặc biệt là hấp thụ nguồn NLTT quy mô lớn (điện gió, điện mặt trời) vốn có tính gián đoạn và không ổn định. Việc phát triển điện khí LNG góp phần cung cấp điện ổn định, đặc biệt là khi tỷ trọng NLTT tăng cao trong cơ cấu nguồn điện Việt Nam.

Sự cấp thiết của việc nhập khẩu LNG còn xuất phát từ thực trạng suy giảm nhanh chóng của nguồn cung khí nội địa cho sản xuất điện. Dự báo cho thấy vào năm 2030, nguồn khí cấp cho sản xuất điện khu vực chỉ khoảng 1 tỷ m3/năm ở Đông Nam Bộ và 0,6 tỷ m3/năm ở Tây Nam Bộ [15]. Do đó, việc nhập khẩu LNG trở thành xu hướng tất yếu không chỉ để cung cấp cho các dự án điện khí LNG mới theo quy hoạch, mà còn để bù đắp nguồn khí thiếu hụt cho các nhà máy điện khí hiện hữu.

3.2. Hiện trạng phát triển hạ tầng và kho cảng LNG 

Thống kê của Hải quan Việt Nam cho thấy, trong năm 2024 cả nước đã nhập khẩu 3,113 triệu tấn khí đốt hóa lỏng với trị giá 2.044 tỷ USD, tăng 6,12% về lượng, tăng 31,55% về trị giá so với cùng kỳ năm 2023. Đa phần lượng khí nhập khẩu này là LNG và được dùng cho phát điện [16]. 

Theo các chuyên gia vận hành hệ thống và chủ đầu tư dự án điện khí LNG, nhà máy điện khí LNG quy mô 1.500 MW nếu chạy được 6.000 giờ/năm, thì cần khoảng 1,5 tỷ m3 khí đầu vào, tương đương khoảng 1 triệu tấn LNG/năm [16]. Để đáp ứng mục tiêu mục tiêu đưa tất cả 15 dự án điện khí LNG vào vận hành trước năm 2030 của Quy hoạch điện VIII điều chỉnh, Tổng Công ty Khí Việt Nam (PV GAS) dự kiến Việt Nam sẽ cần nhập khẩu khoảng 17 triệu tấn LNG/năm vào năm 2030 [17].

Trong khi đó, hạ tầng kho cảng LNG vẫn còn chưa được phát triển tương xứng với nhu cầu nhập khẩu và sử dụng LNG trong tương lai khi hiện tại mới chỉ có hai kho cảng LNG được xây dựng là kho cảng LNG Thị Vải và kho LNG Cái Mép, cùng thuộc phường Tân Phước, TP. HCM. 

Cụ thể hơn, dự án Kho cảng LNG đầu tiên tại Việt Nam là kho LNG Thị Vải của PV GAS đã đi vào vận hành giai đoạn 1 từ tháng 7/2023 với công suất 1 triệu tấn/năm. Hiện tại kho Thị Vải cũng đang được triển khai giai đoạn 2, nâng công suất lên 3 triệu tấn/năm vào năm 2026 [16]. Kho cảng LNG Cái Mép cũng đã được khánh thành vào ngày 23/08/2025 vừa qua do Công ty TNHH Hải Linh Phú Thọ làm chủ đầu tư. Kho LNG Cái Mép có sức chứa 220.000 m3, tổng công suất 3 triệu tấn LNG/năm [18].

Hình 14: Kho cảng LNG Thị Vải (Nguồn: PV GAS).

Ngoài hai kho cảng LNG đã đi vào hoạt động, dự kiến có khoảng 10 – 14 cụm kho cảng LNG được quy hoạch và triển khai cho các nhà máy điện khí tương ứng ở tất cả các vùng miền của Việt Nam, sẽ đưa vào vận hành thương mại trong giai đoạn 2028 – 2030. Thông tin các kho cảng LNG đang và dự kiến sẽ được xây dựng được thể hiện trong bảng dưới đây.

Bảng 2: Danh mục kho cảng LNG đang và dự kiến sẽ được xây dựng

STT	Tên kho cảng LNG	Địa điểm	Công suất thiết kế	Giai đoạn phát triển	Mục tiêu sử dụng chính
1	LNG NMĐ Quảng Ninh [19]	Quảng Ninh	Dự kiến 01 cảng LNG; 2 bồn chứa LNG công suất 100.000m3 [20]	2028 - 2029	Phục vụ nhà máy điện Quảng Ninh
2	LNG NMĐ Thái Bình [19]	Thái Bình	Dự kiến công suất 1,5 triệu tấn/năm [21]	2028 - 2029	Phục vụ nhà máy điện Thái Bình
3	LNG Hải Phòng [22]	Hải Phòng	0,7 triệu tấn/năm (giai đoạn 1); 0,5 triệu tấn/năm (giai đoạn 2)	Đề xuất (dự kiến giai đoạn 1 năm 2027)	Dự kiến cung cấp LNG cho các nhà máy điện khu vực miền Bắc
4	LNG Quỳnh Lập [23]	Nghệ An	(phục vụ NMĐ LNG 1.500 MW)	Đề xuất (đang lựa chọn nhà đầu tư; dự kiến hoàn thành Q1/2028)	Cung cấp khí cho NMĐ LNG Quỳnh Lập (1.500 MW)
5	LNG Nghi Sơn [24]	Thanh Hóa	(phục vụ NMĐ LNG 1.500 MW)	Đề xuất (chấp thuận chủ trương đầu tư 3/2024)	Cung cấp khí cho NMĐ LNG Nghi Sơn (1.500 MW)
6	LNG Bắc Trung Bộ (Vũng Áng) [25]	Hà Tĩnh	1–3 triệu tấn/năm (giai đoạn 1 2029 - 2030)	Đã được chấp thuận chủ trương đầu tư giai đoạn 1 (2029 - 2030)	Cung cấp khí cho dự án điện LNG tại Vũng Áng và Quảng Trạch
7	LNG Hải Lăng [26]	Quảng Trị	1,5 triệu tấn/năm (giai đoạn 1)	Dự kiến hoạt động 2029	Cung cấp khí cho nhà máy điện LNG Hải Lăng (1.500 MW)
8	LNG Chân Mây [27]	Thừa Thiên Huế (Khu kinh tế Chân Mây)	Phục vụ NMĐ LNG Chân Mây	Trong danh mục dự án kêu gọi đầu tư giai đoạn 2025 – 2026	Cung cấp khí cho nhà máy điện LNG Chân Mây
9	LNG Cà Ná [28]	Khánh Hòa	công suất từ 1 - 1,2 triệu tấn/năm, bao gồm 1 bồn chứa khoảng 220.000 m3	Đang đấu thầu chọn nhà đầu tư	Cung cấp khí cho Trung tâm điện LNG Cà Ná (1.500 MW)
10	LNG Sơn Mỹ [29]	Lâm Đồng	3,6 triệu tấn/năm (giai đoạn 1); mở rộng lên 10 triệu tấn/năm	Dự kiến hoàn thành năm 2027	Cung cấp khí cho NMĐ Sơn Mỹ 1 & 2
11	Bến cảng LNG và kho nổi Bạc Liêu	Cà Mau (tỉnh Bạc Liêu cũ)	3 triệu tấn/năm (phục vụ NMĐ LNG 3.200 MW)	Được đưa vào Quy hoạch chi tiết nhóm cảng biển thời kỳ 2021 - 2030, tầm nhìn đến năm 2050.	Phục vụ nhà máy LNG Bạc Liêu
12	Bến cảng LNG và kho nổi Cà Mau [30]	Cà Mau	1-3 triệu tấn/năm	Được đưa vào Quy hoạch chi tiết nhóm cảng biển thời kỳ 2021 - 2030, tầm nhìn đến năm 2050.	Phục vụ Trung tâm Điện khí LNG Cà Mau

Tiến độ triển khai chung của các dự án kho cảng LNG đang chậm hơn nhiều so với kỳ vọng.

3.3. Các thách thức chính trong cung ứng LNG

3.3.1. Vấn đề quy hoạch hạ tầng cung ứng LNG

Quy hoạch tổng thể về năng lượng quốc gia ưu tiên phát triển hệ thống theo mô hình Kho LNG trung tâm (LNG Hub) với công suất lớn (3 – 6 triệu tấn/năm, có khả năng nâng lên 10 triệu tấn/năm), đặt tại các vị trí chiến lược và kết nối đồng bộ với hệ thống đường ống trục vận chuyển khí tái hóa đến các nhà máy điện. Mô hình này giúp chia sẻ hạ tầng dùng chung (kho cảng nhập, đường ống) và tối ưu hóa chi phí vận hành, giảm giá thành phát điện.

Trong khi đó, các nhà máy điện khí LNG hiện nay đang phát triển theo xu hướng xây dựng các kho cảng LNG riêng lẻ. Việc này không tận dụng được lợi thế tự nhiên để hình thành các trung tâm năng lượng và vô hình trung khiến giá điện bị đẩy lên cao do phải gánh chi phí đầu tư hạ tầng LNG phân tán.

3.3.2. Phụ thuộc vào nguồn LNG nhập khẩu

Một thách thức khác mang tính hệ thống là sự phụ thuộc hoàn toàn vào nguồn cung LNG nhập khẩu từ các nhà cung cấp nước ngoài. Giá LNG trên thị trường toàn cầu biến động mạnh mẽ và bất thường, bị chi phối bởi các yếu tố địa chính trị, đặc biệt là sau cuộc xung đột Nga - Ukraina. Mặc dù giá có thể giảm vào một số thời điểm, việc dựa vào giá giao ngay tiềm ẩn rủi ro chi phí đầu vào tăng vọt, đe dọa khả năng kinh tế của các nhà máy điện.

Việt Nam nhập khẩu khí đốt hóa lỏng nhiều nhất từ 3 thị trường: Qatar, Ả Rập Xê-út và Các tiểu Vương quốc Ả rập Thống nhất (UAE), với trị giá gần 890 triệu USD. Trong đó, Qatar là thị trường lớn nhất, với 619.866 tấn, trị giá trên 384,86 triệu USD, tăng 211% về lượng, tăng 197,46% về trị giá so với năm trước. Nguồn nhập khẩu từ Qatar chiếm 19,9% trong tổng lượng và chiếm 18,8% trong tổng trị giá nhập khẩu khí đốt hóa lỏng của cả nước. Ả Rập Xê-út là thị trường nhập khẩu khí đốt hóa lỏng lớn thứ 2 của Việt Nam, với 401.231 tấn, tương đương trên 264,09 triệu USD, giảm 29,49% về lượng, giảm 20,2% về trị giá. Tiếp theo là thị trường UAE với lượng nhập khẩu 369.410 tấn, trị giá trên 236,52 triệu USD, giảm 16,76% về lượng, giảm 9,32% về trị giá so với năm 2023 [31].

3.3.3. Vấn đề Bao tiêu Sản lượng (Qc)

Nghị định 56/2025/NĐ-CP quy định các dự án nhiệt điện khí nhập khẩu LNG được Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) mua tối thiểu 65% sản lượng điện hàng năm trung bình nhiều năm của dự án trong thời gian trả nợ gốc và lãi vay (tối đa 10 năm kể từ COD) nếu vận hành trước năm 2031. Sau thời gian này, các bên tự đàm phán tiếp theo quy định. Cơ chế này nhằm đảm bảo dòng tiền ổn định cho chủ đầu tư trong giai đoạn hoàn vốn. Song song đó, Bộ Công Thương cũng đang xem xét đề xuất nâng mức cam kết bao tiêu lên khoảng 70 – 75% trong 10 năm đầu để đảm bảo đầu ra ổn định cho các nhà máy LNG [32]. 

Tuy nhiên, các cam kết này vẫn chưa đủ hấp dẫn đối với nhà đầu tư và các tổ chức cho vay quốc tế, khiến cho nhiều dự án điện khí LNG của nhà đầu tư nước ngoài rơi vào tình trạng chậm trễ. Nhiều nhà đầu tư mong muốn Qc không thấp hơn mức 90% sản lượng điện phát bình quân nhiều năm của dự án nhiệt điện khí.

Nghị định 56/2025/NĐ-CP, Nghị định 100/2025/NĐ-CP và các Thông tư của Bộ Công Thương đã có quy định việc sử dụng nhiên liệu và huy động của các nhà máy sử dụng khí thiên nhiên trong nước. Theo đó, các dự án sử dụng khí Lô B sẽ được vận hành huy động ở mức tối đa theo khả năng cấp khí đáp ứng các yêu cầu ràng buộc về nhiên liệu, công suất, sản lượng phát điện khả dụng của dự án, nhu cầu và ràng buộc kỹ thuật của hệ thống điện quốc gia. Nhưng chưa có quy định bao tiêu khí với các dự án nguồn điện LNG. Trong khi đó, các nhà đầu tư dự án điện khí LNG lại yêu cầu khoản tiền thiếu hụt do huy động thiếu của NSMO mà làm phát sinh nghĩa vụ bao tiêu khí trong Hợp đồng mua bán khí sẽ được thanh toán bởi EVN trong Hợp đồng mua bán điện [33].

3.3.4. Cơ chế chính sách về giá và rủi ro chuyển ngang chi phí (Cost Pass-Through Risk)

Bộ Công Thương đã áp dụng mức giá trần cố định là 3.327,42 đồng/kWh cho nhà máy điện tua-bin khí chu trình hỗn hợp theo Quyết định 1313/QĐ-BCT ban hành ngày 13/05/2025, dựa trên giá LNG đầu vào tham chiếu là 14,05 USD/mmBtu. Mức giá trần này, mặc dù được EVN cho là hợp lý và có thể điều chỉnh hàng năm, lại không phản ánh được sự biến động thực tế của thị trường LNG toàn cầu. Trong ba năm qua, giá LNG giao ngay trung bình tại châu Á đã có xu hướng tăng, dao động từ 14 đến 34 USD/mmBtu [34].

Việc áp đặt giá trần cố định là một nỗ lực để bảo vệ người tiêu dùng Việt Nam khỏi sự biến động giá khí đốt do các yếu tố địa chính trị. Tuy nhiên, cơ chế này đang chuyển giao toàn bộ rủi ro biến động giá quốc tế cho các nhà đầu tư, công ty phát điện, làm giảm khả thi tài chính của dự án. Nếu giá LNG tăng cao, nhà máy sẽ khó có hiệu quả kinh tế.

Nhà đầu tư nước ngoài đề xuất liên kết giá điện trực tiếp với giá LNG mà không có giới hạn, bao gồm cả các chi phí như cước phí vận chuyển, tồn trữ, tái hóa, và đặc biệt là chi phí tỷ giá chuyển đổi ngoại tệ. Chính sách giá cứng hiện tại đang vô tình khuyến khích các nhà phát triển điện phải dựa vào việc mua LNG giao ngay thay vì hợp đồng dài hạn để giảm thiểu rủi ro. Các nhà đầu tư nước ngoài cũng cho biết hiện chưa có chính sách bảo lãnh ngoại tệ hay cơ chế đảm bảo chuyển đổi ngoại tệ đặc thù cho dự án điện khí LNG nhập khẩu [33]. 

3.4. Cơ chế chính sách đảm bảo hài hòa giữa cung ứng LNG và phát triển điện khí LNG

Tính đến nay, Chính phủ Việt Nam đã ban hành nhiều chính sách nhằm đảm bảo hài hòa giữa cung ứng LNG và thúc đẩy đầu tư vào điện khí LNG. Trong đó bao gồm các chính sách ưu tiên phát triển điện khí LNG và các nguồn năng lượng sạch thay thế cho nhiệt điện than; xây dựng hạ tầng kho cảng nhập khẩu, lưu trữ và phân phối LNG; ưu đãi thu hút đầu tư nước ngoài vào các dự án LNG. Các chính sách này sẽ được phân tích cụ thể sau đây.

3.4.1. Cơ chế chính sách về ưu tiên phát triển điện khí LNG

Như đã trình bày ở phần trên, Quy hoạch điện VIII điều chỉnh và Nghị quyết 70-NQ/TW của Bộ Chính trị về Bảo đảm an ninh năng lượng quốc gia đều xác lập LNG là giải pháp chuyển tiếp cần thiết để giảm phát thải khí nhà kính (ít ô nhiễm hơn than đá, giảm thiểu SOx và NOx) và là nguồn điện ổn định, linh hoạt, đảm bảo cung cấp điện liên tục để hấp thụ NLTT có tính gián đoạn cao. 

Cụ thể, Quy hoạch điện VIII điều chỉnh, đặt ra mục tiêu tăng trưởng điện năng gắn liền với mục tiêu phát triển kinh tế vĩ mô. Cụ thể, Quy hoạch đặt mục tiêu cung cấp đủ nhu cầu điện trong nước, đáp ứng mức tăng trưởng GDP bình quân khoảng 10% mỗi năm trong giai đoạn 2026 - 2030. Để đạt được mục tiêu tăng trưởng kinh tế đầy tham vọng này, tổng công suất cực đại của hệ thống điện quốc gia đến năm 2030 dự kiến đạt khoảng 89.655 - 99.934 MW. Trong cơ cấu nguồn, Quy hoạch điện VIII điều chỉnh đặt mục tiêu phát triển mạnh năng lượng tái tạo (không bao gồm thủy điện), đạt tỷ lệ khoảng 28 - 36% vào năm 2030. Tỷ lệ năng lượng tái tạo cao này làm tăng nhu cầu về nguồn điện linh hoạt và ổn định, phù hợp với tính chất của LNG.

Quy hoạch cũng nêu rõ LNG nhập khẩu sẽ được sử dụng để bổ sung trong trường hợp nguồn khí trong nước suy giảm. Điều này cho thấy vai trò của LNG không chỉ là nguồn điện nền mà còn là nguồn cung chiến lược linh hoạt để bù đắp sự thiếu hụt của nguồn khí nội địa và ổn định lưới điện. Các dự án điện khí LNG cũng được lên kế hoạch xây dựng trải dài trên cả nước với khoảng 15 nhà máy điện LNG được đưa vào vận hành trong giai đoạn 2025 - 2030 và thêm 6 nhà máy điện LNG vận hành trong giai đoạn 2031 - 2035. Đến 2030 công suất điện sử dụng nhiên liệu LNG sẽ chiếm khoảng 9,5 - 12,3% tổng công suất hệ thống. 

3.4.2. Cơ chế chính sách về thu hút đầu tư nước ngoài (FDI)

Các dự án LNG ở Việt Nam thuộc nhóm ngành ưu tiên đầu tư, do đó được hưởng nhiều ưu đãi đầu tư theo Luật Đầu tư hiện hành. Theo Điều 15 Luật Đầu tư 2020, các hình thức ưu đãi tiêu biểu gồm: giảm thuế thu nhập doanh nghiệp (ưu đãi suất thuế thấp hơn hoặc miễn giảm trong một thời gian nhất định), miễn thuế nhập khẩu máy móc, thiết bị và vật tư tạo tài sản cố định, miễn hoặc giảm tiền thuê đất, tiền sử dụng đất, cũng như cho phép khấu hao nhanh và tăng mức chi phí được trừ khi tính thu nhập chịu thuế. 

Chính phủ cũng chủ động kêu gọi các doanh nghiệp từ các quốc gia xuất khẩu LNG lớn như Qatar và Hoa Kỳ đầu tư vào lĩnh vực điện khí LNG. Mục tiêu không chỉ là thu hút vốn mà còn chuyển giao công nghệ, đào tạo nhân lực và kết nối chuỗi cung ứng.

Đồng thời, để khuyến khích “vốn xanh”, Việt Nam đang kêu gọi phát triển cơ chế tài chính xanh và quỹ bảo lãnh tín dụng (mô hình tương tự KfW của Đức hay JBIC của Nhật) để chia sẻ rủi ro cho nhà đầu tư dự án năng lượng sạch. Hiện chưa có gói tín dụng ưu đãi riêng cho điện khí LNG, và các chuyên gia đề xuất bổ sung “quỹ bảo lãnh tín dụng xanh” hoặc hỗ trợ lãi suất vay nhằm giảm chi phí tài chính cho dự án.

4. Tăng cường hợp tác khu vực và quốc tế củng cố chuỗi cung ứng năng lượng sơ cấp

4.1. Đảm bảo chuỗi cung ứng than nhập khẩu

4.1.1. Nhu cầu than nhập khẩu và chiến lược đa dạng hóa nguồn cung

Nhu cầu than cho sản xuất điện và các ngành công nghiệp khác của Việt Nam vẫn ở mức cao trong trung hạn, bất chấp định hướng giảm dần năng lượng hóa thạch trong dài hạn. Trong khi Chiến lược phát triển ngành công nghiệp than đến năm 2030, tầm nhìn đến năm 2045, đặt mục tiêu duy trì sản lượng khai thác than thương phẩm trong nước ở mức 45 – 50 triệu tấn/năm đến năm 2030, sản lượng này sau đó được dự kiến giảm xuống còn 38 – 40 triệu tấn/năm vào năm 2045 [35]. Sự suy giảm nguồn cung nội địa này tạo ra một khoảng trống nguồn cung phải được bù đắp hoàn toàn bằng than nhập khẩu.

Chiến lược cũng đặt mục tiêu hình thành thị trường than cạnh tranh đầy đủ sau năm 2030, với sự đa dạng hóa nguồn cung (sản xuất trong nước, pha trộn, nhập khẩu) và nhiều đầu mối cung cấp [35]. Điều này đòi hỏi các doanh nghiệp nhập khẩu phải chủ động thiết lập các mối quan hệ cung ứng quốc tế ổn định.

Để đảm bảo nguồn than lâu dài và ổn định, đặc biệt cho các dự án nhiệt điện sử dụng than nhập khẩu, việc ký kết Hợp đồng khung cung cấp than dài hạn (COFA) là chiến lược then chốt. 

Chiến lược than nhập khẩu của Việt Nam đang chuyển từ việc chỉ dựa vào hợp đồng ngắn hạn sang thiết lập quan hệ đối tác chiến lược và thậm chí là đầu tư sở hữu nguồn cung. Các doanh nghiệp Việt Nam đã tiếp cận các thị trường than lớn của Úc và Indonesia, không chỉ để ký kết hợp đồng mua bán than dài hạn mà còn tìm kiếm cơ hội đầu tư mua mỏ than ở nước ngoài. Việc này sẽ giúp doanh nghiệp Việt Nam kiểm soát chi phí khai thác và chất lượng than, giảm rủi ro chính trị hóa nguồn cung và ổn định giá vốn trong dài hạn, vượt qua mô hình nhập khẩu thuần túy. Trong khi đó, Tập đoàn Công nghiệp Than - Khoáng sản Việt Nam (TKV) đang tập trung nguồn lực để đẩy nhanh tiến độ các dự án cải tạo, mở rộng và xây dựng mỏ mới trong nước, như dự án cải tạo mở rộng mỏ than Cao Sơn (công suất 4,5 triệu tấn than nguyên khai/năm) [36]. Sự phân tách chiến lược này là cần thiết: TKV đảm bảo nguồn cung nội địa, còn các đơn vị nhập khẩu chịu trách nhiệm cho việc đảm bảo chuỗi cung ứng quốc tế.

4.2. Đảm bảo chuỗi cung ứng LNG

Việt Nam đã triển khai chiến lược ngoại giao năng lượng sâu rộng để đảm bảo nguồn cung LNG ổn định và đa dạng từ các nhà cung cấp lớn trên thế giới, nhằm giảm thiểu rủi ro tập trung. Với nhu cầu tiếp tục gia tăng về khí LNG trong năm 2025 và các năm tiếp theo, ngoài các thị trường nhập khẩu khí hóa lỏng truyền thống như Qatar, Ả Rập Xê-út, UAE, Kuwait, Hàn Quốc, Indonesia, Malaysia, Chính phủ Việt Nam cũng đang trao đổi với các quốc gia khác nhằm đa dạng hóa và đảm bảo nguồn cung năng lượng [16].

Việt Nam đang thúc đẩy hợp tác LNG mạnh mẽ với các doanh nghiệp Hoa Kỳ. Các tập đoàn năng lượng của Hoa Kỳ cũng đang hợp tác với các doanh nghiệp Việt Nam nhằm thu xếp nguồn cung LNG dài hạn từ Hoa Kỳ cho thị trường Việt Nam. Quan hệ hợp tác này không chỉ bảo đảm an ninh năng lượng quốc gia mà còn góp phần thúc đẩy quan hệ thương mại cân bằng và bền vững giữa hai nước.

Song song với Hoa Kỳ, Việt Nam cũng chủ động tìm kiếm nguồn cung từ các cường quốc năng lượng truyền thống. Thủ tướng Phạm Minh Chính đã kêu gọi các doanh nghiệp Qatar đầu tư vào lĩnh vực điện khí LNG tại Việt Nam. Ngoài đầu tư, Việt Nam còn mong muốn Qatar chuyển giao công nghệ, đào tạo nhân lực và kết nối chuỗi cung ứng doanh nghiệp Việt Nam với thị trường quốc tế [37].

Tại Diễn đàn Tuần lễ Năng lượng Nga (Moscow, tháng 10/2025), Phó Thủ tướng Bùi Thanh Sơn khẳng định Việt Nam mong muốn mở rộng hợp tác năng lượng với Nga, trong đó có LNG. Hai bên trao đổi khả năng cung cấp LNG cho Việt Nam và hợp tác phát triển hạ tầng cảng tiếp nhận, tái hóa LNG. Chính phủ Việt Nam cũng hoan nghênh chia sẻ kinh nghiệm và hợp tác với các doanh nghiệp Nga về phát triển hạ tầng LNG.

Ngày 6/3/2024, Việt Nam và Úc ký Biên bản ghi nhớ hợp tác năng lượng – khoáng sản trong chuyến thăm Melbourne của Thủ tướng Phạm Minh Chính. Theo đó, hai nước sẽ hợp tác chặt chẽ trong xuất khẩu than và LNG, giúp tăng cường nguồn cung LNG của Úc cho thị trường Việt Nam.

4.3. Hợp tác ASEAN phát triển Đường ống dẫn khí xuyên ASEAN

Hợp tác khu vực là một yếu tố then chốt để củng cố an ninh chuỗi cung ứng năng lượng của Việt Nam và toàn bộ khối ASEAN. Kế hoạch Hành động Hợp tác Năng lượng ASEAN (APAEC) giai đoạn 2016 -2025 xác định rõ bảy lĩnh vực chương trình, bao gồm Lưới điện ASEAN (APG) và Đường ống dẫn khí xuyên ASEAN (TAGP) [38].

Sáng kiến TAGP được thiết lập để tăng cường an ninh năng lượng khu vực và khả năng tiếp cận khí đốt thông qua đường ống và kho cảng tái hóa khí. Hiện tại, TAGP đang được xây dựng theo phương pháp tiếp cận từng bước, dựa trên các kết nối song phương, hướng tới tích hợp các đường ống xuyên biên giới, kho cảng LNG và thỏa thuận an ninh dầu khí.

Tính đến 2025, TAGP đã đưa vào vận hành 13 đường ống kết nối song phương giữa 6 nước trong khu vực: Malaysia – Singapore, Malaysia – Việt Nam, Malaysia – Thái Lan, Myanmar – Thái Lan, Indonesia – Singapore, với tổng chiều dài 3.631 km. TAGP đang tiếp tục được mở rộng phạm vi để kết nối với các kho cảng LNG của các nước thành viên, nhằm tăng cường chiến lược cung cấp khí của khu vực. Hiện tại, trong ASEAN đã có 14 kho cảng LNG tại 7 quốc gia được đưa vào vận hành với tổng công suất kết hợp là 58,76 triệu tấn LNG mỗi năm [38].

Trong khuôn khổ APAEC giai đoạn 2026 – 2030, phạm vi hợp tác của Chương trình TAGP đã được rà soát, điều chỉnh và mở rộng, hình thành Chương trình Kết nối, An ninh và Tính bền vững Dầu khí (Oil & Gas Connectivity, Security, and Sustainability – OGCSS). Sự chuyển đổi này phản ánh định hướng hợp tác toàn diện hơn, vượt ra ngoài trọng tâm truyền thống về hạ tầng đường ống. OGCSS hướng tới tăng cường mức độ liên kết năng lượng trong khu vực, củng cố an ninh cung ứng và thúc đẩy việc áp dụng các thực hành bền vững trong lĩnh vực dầu khí, qua đó đáp ứng nhu cầu năng lượng khu vực một cách hiệu quả và có trách nhiệm. Trong cấu trúc chương trình mới, TAGP tiếp tục giữ vai trò nòng cốt, đóng góp vào việc nâng cao khả năng kết nối hệ thống năng lượng, bảo đảm an ninh năng lượng và cải thiện khả năng tiếp cận nguồn cung trong khu vực ASEAN. Các hoạt động ưu tiên của OGCSS giai đoạn 2026 - 2030 bao gồm thúc đẩy hội nhập thị trường khí đốt giữa các quốc gia thành viên ASEAN, đồng thời tăng cường phát triển hạ tầng thông qua các dự án đường ống dẫn khí xuyên biên giới và hệ thống kho cảng, tái hóa khí LNG.

5. Các nhận định và đề xuất

Trong bối cảnh bức tranh năng lượng toàn cầu nhiều biến động, Việt Nam vừa phải đáp ứng nhu cầu năng lượng ngày càng tăng cho tăng trưởng kinh tế (hiện vẫn phụ thuộc chủ yếu vào nhiên liệu hóa thạch), vừa phải thúc đẩy chuyển dịch sang các nguồn năng lượng sạch, bền vững hơn. Sức ép đồng thời này làm gia tăng các rủi ro đối với an ninh năng lượng quốc gia, bao gồm phụ thuộc vào nhiên liệu hóa thạch, phụ thuộc nhập khẩu, hạn chế về dự trữ năng lượng cũng như khả năng ổn định và phục hồi của hệ thống năng lượng trước các cú sốc bên ngoài. Với Nghị quyết 70-NQ/TW ngày 20/8/2025, Việt Nam đã đề ra các định hướng bảo đảm an ninh năng lượng quốc gia đến năm 2030, tầm nhìn đến năm 2045, tập trung vào hoàn thiện thể chế, phát triển đồng bộ nguồn cung và hạ tầng năng lượng, sử dụng năng lượng tiết kiệm, hiệu quả và tăng cường quản trị, ứng phó rủi ro.

Trên cơ sở đó, đa dạng hóa được xem là từ khóa quan trọng trong các giải pháp bảo đảm an ninh năng lượng. Đa dạng hóa không chỉ giới hạn ở cơ cấu nguồn điện, mà cần được tiếp cận toàn diện theo chuỗi, bao gồm đa dạng hóa nguồn cung năng lượng sơ cấp, nhiên liệu đầu vào, hình thức dự trữ và phương thức vận hành hệ thống năng lượng, nhằm giảm thiểu mức độ phụ thuộc vào một số ít nguồn cung hoặc thị trường.

Dưới đây là một số đề xuất nhằm khai thác hiệu quả năng lượng sơ cấp và bảo đảm an ninh năng lượng quốc gia trong giai đoạn sắp tới:

• Chủ động đa dạng hóa các nguồn cung năng lượng sơ cấp, cơ cấu nguồn điện, nhiên liệu đầu vào và các hình thức dự trữ năng lượng nhằm giảm sự phụ thuộc trong cung ứng năng lượng.
• Tăng cường nghiên cứu, xây dựng các kịch bản ứng phó linh hoạt đối với rủi ro về nguồn cung, giá nhiên liệu và mất cân bằng cung – cầu, qua đó nâng cao khả năng ổn định và phục hồi của hệ thống năng lượng, đặc biệt trong bối cảnh tỷ trọng năng lượng tái tạo gia tăng.
• Xây dựng lộ trình phát triển các kho cảng LNG trung tâm quy mô lớn theo hướng linh hoạt và đa nguồn cung, phục vụ nhu cầu nhiệt điện và công nghiệp, đồng thời kết hợp với các trung tâm dịch vụ năng lượng tái tạo để hình thành các cụm hạ tầng năng lượng tích hợp, góp phần tối ưu chi phí đầu tư và vận hành hệ thống.
• Tăng cường hợp tác khu vực và quốc tế để đa dạng hóa nguồn cung, tối ưu chi phí và nâng cao khả năng chống chịu trước biến động thị trường năng lượng toàn cầu.

Các định hướng và giải pháp nêu trên đã cho thấy khai thác hiệu quả năng lượng sơ cấp, gắn với đa dạng hóa, dự phòng và ứng phó rủi ro cho hệ thống năng lượng, là trụ cột trong bảo đảm an ninh năng lượng quốc gia trong bối cảnh quá trình chuyển dịch năng lượng và biến động toàn cầu gia tăng.

Tài liệu tham khảo:

[15] Tạp chí Kinh tế Tài chính, “Đề xuất cơ chế, chính sách cho LNG”, 2023.
[16] Báo Đầu tư, “Điện khí LNG, cơ hội gia tăng nhập khẩu từ Mỹ”, 2025.
[17] Tạp chí Năng lượng Việt Nam, “Diễn đàn hiện thực hóa các mục tiêu của Điều chỉnh Quy hoạch điện VIII và giải pháp cho các nguồn điện đến năm 2030”, 2025.
[18] Báo Công Thương, “Bộ trưởng Nguyễn Hồng Diên dự lễ khánh thành kho cảng LNG Cái Mép”, 2025.
[19] “Quyết định 2634/QĐ-TTg về việc phê duyệt Danh mục các công trình, dự án quan trọng quốc gia, trọng điểm ngành năng lượng”, 2025.
[20] Tạp chí điện tử Nhà đầu tư, “Nhà máy điện khí LNG Quảng Ninh trị giá gần 2 tỷ USD có thể đi vào hoạt động trong quý 3/2027”, 2025.
[21] Tạp chí Năng lượng Việt Nam, “Planning for floating storage to receive LNG for Thai Binh LNG Power Center”, 2024.
[22] Tạp chí điện tử Nhà đầu tư, “US’s Excelerate Energy eyes LNG terminal in northern Vietnam”, 2024.
[23] VnEconomy, “Dự án LNG hơn 2,1 tỷ USD”, 2025.
[24] VnEconomy, “Tiến triển mới tại dự án nhiệt điện LNG 2 tỷ USD ở Khu kinh tế Nghi Sơn”, 2025.
[25] Tạp chí Năng lượng Việt Nam, “Chấp thuận chủ trương đầu tư, nhà đầu tư dự án Kho LNG Bắc Trung bộ (tại Hà Tĩnh)”, 2025.
[26] Báo Đầu tư, “Quảng Trị hỗ trợ, tháo gỡ khó khăn Dự án LNG Hải Lăng”, 2025.
[27] VnEconomy, “Huế kêu gọi đầu tư vào Khu kinh tế Chân Mây - Lăng Cô”, 2025.
[28] Báo Điện tử Tiếng nói Việt Nam, “Khánh Hòa hút vốn với siêu dự án điện khí LNG Cà Ná quy mô 1.500 MW”, 2025.
[29] Báo Lao Động, “Đẩy nhanh tiến độ dự án Kho cảng LNG Sơn Mỹ hơn 1,3 tỷ USD”, 2025.
[30] VnEconomy, “Đến năm 2030, cảng biển Cà Mau đặt mục tiêu thông qua 3,5 triệu tấn hàng hóa”, 2025.
[31] Chuyên trang Kinh tế Việt Nam, “Nhập khẩu khí đốt hóa lỏng năm 2024 tiếp tục tăng mạnh”, 2025.
[32] Tạp chí điện tử Nhà đầu tư, “Sắp có cơ chế đặc thù thúc đẩy các dự án điện khí LNG”, 2025.
[33] Tạp chí Năng lượng Việt Nam, “Vai trò và sự cần thiết của các dự án điện sử dụng khí LNG nhập khẩu của Việt Nam”, 2025.
[34] Tạp chí điện tử Kinh Doanh, “Giá trần LNG của Việt Nam gây thách thức cho mục tiêu điện khí hóa”, 2024.
[35] Tạp chí Điện tử Doanh nhân Việt Nam, “Đến năm 2045, sản lượng than thương phẩm khai thác giảm xuống dưới 40 triệu tấn”, 2024.
[36] Tạp chí điện tử Nhà đầu tư, “TKV đầu tư hàng nghìn tỷ đồng mở rộng khai thác mỏ”, 2023.
[37] Báo Quân đội nhân dân, “Hiện thực hóa mục tiêu nhiệt điện LNG theo Quy hoạch điện VIII: Cách nào?”, 2023.
[38] ASEAN Centre for Energy, “ASEAN Plan of Action for Energy Cooperation 2026–2030”, 2025, Jakarta.
 

Trích Tạp chí Phân tích và nhận định của PECC2 về Triển vọng Phát triển Năng lượng Việt Nam - Ấn bản 2025