Lô B, điện khí và LNG: Việt Nam kiến tạo tam giác năng lượng mới ra sao?

Việc chủ động định hình cấu trúc tam giác Lô B – điện khí – LNG không chỉ là phản ứng tình thế trước giá dầu khí biến động, mà là tầm nhìn dài hạn nhằm tái cấu trúc an ninh năng lượng quốc gia. Theo Vietcap, mô hình này không chỉ giúp bảo vệ cán cân thương mại, mà còn giữ ổn định tỷ giá và tạo dư địa cho chính sách tiền tệ nới lỏng, trong bối cảnh toàn cầu đang vật lộn với chu kỳ lãi suất cao kéo dài.

Lô B – Nguồn nội lực chiến lược giảm lệ thuộc LNG

Dự án khai thác khí thiên nhiên từ mỏ Lô B được Vietcap xác định là điểm xuất phát của chuỗi giá trị điện khí Việt Nam giai đoạn 2028–2045. Với sản lượng khí dự kiến 5–6 tỷ m³/năm khi đi vào khai thác, Lô B có thể đáp ứng khoảng 15% tổng nhu cầu khí cho sản xuất điện vào năm 2030. Đây là tỷ trọng đủ lớn để giảm đáng kể lượng LNG phải nhập khẩu, đặc biệt là trong những giai đoạn giá quốc tế tăng đột biến.

Bên cạnh yếu tố nguồn cung, Lô B còn có ưu thế lớn về cơ chế định giá. Giá khí từ Lô B được tính theo chi phí sản xuất nội địa thay vì tham chiếu Brent như LNG, nên không cần sử dụng ngoại tệ trong giao dịch, giúp giảm áp lực lên tỷ giá và dự trữ ngoại hối quốc gia.

Theo kế hoạch, dòng khí đầu tiên từ Lô B sẽ được dẫn về cụm điện khí Ô Môn từ năm 2028 – nơi các nhà máy như Ô Môn III, IV sẽ đóng vai trò trung tâm tiếp nhận và chuyển hóa khí thành điện. Điều này không chỉ “nội địa hóa” chuỗi cung ứng năng lượng, mà còn kích thích đầu tư trở lại vào lĩnh vực upstream (khai thác đầu nguồn), vốn đang trong chu kỳ trầm lắng.

Điện khí – Mắt xích ổn định giá điện trong hệ sinh thái năng lượng mới

Điện khí giữ vai trò trung gian, chuyển hóa khí thiên nhiên thành điện và đưa vào lưới quốc gia với chi phí hợp lý hơn so với than hay LNG nhập khẩu. Theo báo cáo của Vietcap, từ năm 2025 trở đi, khu vực điện khí sẽ có hành lang pháp lý thuận lợi nhờ điều chỉnh Quy hoạch điện VIII và các thông tư kèm theo, mở đường cho các nhà đầu tư tư nhân và doanh nghiệp quốc doanh tăng tốc triển khai dự án.

Điểm nổi bật là sự phân hóa rõ nét giữa nhóm sử dụng khí nội địa (như NT2, POW) và nhóm phụ thuộc LNG nhập khẩu. Trong năm 2025, giá LNG nhập khẩu được Vietcap dự báo ở mức 14,9 USD/triệu BTU, cao hơn khoảng 15% so với năm 2024. Trong khi đó, nhóm nhà máy dùng khí nội địa hưởng lợi từ giá khí ổn định, tạo ra biên lợi nhuận cao và giá bán điện cạnh tranh hơn.

Vietcap cho rằng, từ năm 2028 – khi khí Lô B được đưa vào vận hành – giá khí cung cấp cho nhà máy điện sẽ giảm đáng kể, giúp các doanh nghiệp tiết giảm chi phí đầu vào và nâng cao năng lực cạnh tranh. Đây là yếu tố sống còn trong thị trường điện cạnh tranh, nơi mức giá bán điện bình quân (APC) phải được kiểm soát chặt chẽ để tránh tạo hiệu ứng dây chuyền tăng giá trong nền kinh tế.

Ngoài ra, giá dầu Brent cơ sở mà Vietcap sử dụng để tính toán chi phí LNG trong giai đoạn 2026–2029 là 65 USD/thùng, cho thấy tầm quan trọng của điện khí như một “van điều tiết” giá điện trong bối cảnh giá năng lượng thế giới đang có xu hướng bình ổn nhưng vẫn tiềm ẩn rủi ro cao từ các yếu tố địa chính trị và thời tiết cực đoan.

So sánh dự báo giá dầu Brent trung bình giai đoạn 2025–2029 giữa các tổ chức quốc tế và kịch bản cơ sở của Vietcap. Nguồn: Vietcap.

LNG nhập khẩu – Giải pháp linh hoạt nhưng cần kiểm soát chặt chi phí

Trong ngắn hạn, LNG nhập khẩu vẫn là “lựa chọn không thể tránh” để bù đắp thiếu hụt nguồn cung nội địa. Vietcap cho biết, GAS – doanh nghiệp đầu mối LNG lớn nhất Việt Nam – dự kiến tăng lượng LNG nhập từ 0,4 tỷ m³ năm 2024 lên đến 9,6 tỷ m³ vào năm 2029, tức tăng gấp 24 lần trong vòng 5 năm.

Tuy nhiên, việc phụ thuộc vào LNG giao ngay tiềm ẩn rủi ro rất lớn. CME và IEA dự báo giá LNG giao ngay châu Á sẽ đạt đỉnh 12,8 USD/triệu BTU trong năm 2025, sau đó giảm dần về 9,1 USD vào 2029. Nhưng mức giá này vẫn cao hơn đáng kể so với LNG dài hạn nếu đàm phán thành công, với công thức chiết khấu: 13% giá Brent cộng thuế. Tức nếu Brent duy trì ở mức 65 USD/thùng, giá LNG dài hạn chỉ vào khoảng 8,45–9,1 USD/triệu BTU – thấp hơn 20–30% so với giao ngay.

So sánh dự báo giá khí tự nhiên và LNG toàn cầu của IEA giữa tháng 4/2025 và tháng 10/2024. Nguồn: Cơ quan Năng lượng Quốc tế (IEA), Vietcap.

Vấn đề là Việt Nam chưa có hệ sinh thái hạ tầng LNG đủ mạnh để ký hợp đồng dài hạn với đối tác quốc tế. Việc thiếu kho nổi FSRU, bể tái khí và trạm phân phối khiến chi phí vận hành cao, làm giá LNG nhập khẩu luôn dao động quanh 14–15 USD/triệu BTU, làm tăng giá điện và giảm sức hút đầu tư vào ngành năng lượng sạch.

Vietcap cảnh báo: nếu tiến độ xây dựng hạ tầng LNG tiếp tục chậm và Lô B không đưa vào vận hành đúng hạn năm 2028, Việt Nam sẽ duy trì mức phụ thuộc cao vào thị trường LNG giao ngay, kéo theo chi phí điện tăng, lạm phát leo thang và mất ổn định tỷ giá – những yếu tố có thể đe dọa triển vọng thu hút FDI trong ngành năng lượng xanh thời gian tới.