Siêu dự án LNG ở Thanh Hóa "ngóng" nhà đầu tư

Theo thông tin từ Ban Quản lý Khu kinh tế Nghi Sơn và các khu công nghiệp tỉnh Thanh Hóa, lần mời thầu thứ ba được phát hành ngày 9/2/2026, với thời hạn đóng thầu ban đầu vào ngày 10/4/2026. Tuy nhiên, địa phương sau đó phải gia hạn tới ngày 20/4/2026 để điều chỉnh hồ sơ mời thầu và cập nhật hợp đồng mua bán điện (PPA) theo đề nghị của Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN).

Dù được kéo dài thời gian, tại thời điểm đóng thầu, hệ thống vẫn không ghi nhận bất kỳ nhà đầu tư nào nộp hồ sơ đăng ký tham gia. Đây là lần thứ ba liên tiếp dự án thất bại trong việc lựa chọn nhà đầu tư.

Trước đó, lần mời thầu đầu tiên vào năm 2024 phải tạm dừng để cập nhật quy định mới của Luật Đấu thầu và các nghị định hướng dẫn. Đến lần thứ hai vào năm 2025, hàng loạt “ông lớn” năng lượng như JERA, SK Innovation hay Gulf Energy cùng nhiều liên danh trong nước đã bày tỏ quan tâm. Tuy nhiên, cuối cùng không có nhà đầu tư nào chính thức nộp hồ sơ dự thầu.

Dự án LNG Nghi Sơn có quy mô công suất 1.500 MW, sử dụng công nghệ tuabin khí chu trình hỗn hợp. Ngoài nhà máy điện, dự án còn bao gồm hàng loạt hạng mục hạ tầng đắt đỏ như cảng nhập LNG, đê chắn sóng dài khoảng 1 km, kho chứa LNG dung tích 230.000 m3 và trạm tái hóa khí công suất 1,2 triệu tấn/năm.

Một trong những nguyên nhân lớn nhất khiến các nhà đầu tư còn dè dặt nằm ở bài toán hiệu quả kinh tế. Trong bối cảnh hiện nay, nhiều tập đoàn năng lượng quốc tế ưu tiên các tổ hợp LNG có quy mô từ 3.000 MW trở lên để tối ưu hóa chi phí đầu tư, vận hành và logistics. Với công suất 1.500 MW, LNG Nghi Sơn bị đánh giá là chưa đủ hấp dẫn để tạo ra lợi thế quy mô.

Chính vì vậy, một số tập đoàn quốc tế đã đề xuất phương án phát triển tích hợp giữa LNG Nghi Sơn và LNG Quỳnh Lập ở Nghệ An nhằm dùng chung hạ tầng cảng biển, kho chứa và hệ thống tái hóa khí. Năm 2025, POSCO International từng kiến nghị Bộ Công Thương xem xét cơ chế chỉ định trực tiếp nhà đầu tư để triển khai mô hình tích hợp này.

Tuy nhiên, Thanh Hóa hiện vẫn giữ quan điểm mỗi dự án LNG phải có cảng chuyên dụng riêng nhằm đảm bảo an ninh năng lượng và tính chủ động trong vận hành. Điều này đồng nghĩa với việc các đề xuất chia sẻ hạ tầng chưa được chấp thuận, khiến chi phí đầu tư của dự án tiếp tục ở mức rất cao.

Ngoài bài toán quy mô, cơ chế bao tiêu sản lượng điện cũng là điểm nghẽn lớn đối với các dự án LNG tại Việt Nam. Các nhà đầu tư cho rằng điện khí LNG có chi phí đầu tư và chi phí nhiên liệu rất lớn, trong khi giá LNG thế giới biến động mạnh theo địa chính trị và thị trường quốc tế.

Hiện mức sản lượng điện tối thiểu được thanh toán trong hợp đồng mua bán điện đang ở khoảng 65%. Nhiều doanh nghiệp đề xuất nâng lên 85-95% để đảm bảo dòng tiền và khả năng trả nợ cho các khoản vay dài hạn.

Đây là bài toán tài chính đặc biệt quan trọng bởi các dự án LNG thường cần vốn vay hàng tỷ USD từ các tổ chức tín dụng quốc tế. Nếu không có cơ chế bảo đảm đầu ra đủ mạnh, ngân hàng rất khó chấp nhận giải ngân vì lo ngại rủi ro doanh thu.

Tuy nhiên, phía EVN và cơ quan quản lý cũng lo ngại nếu cam kết bao tiêu quá cao sẽ dẫn tới tình trạng phải trả tiền cho sản lượng điện không thực sự được huy động. Điều này có thể tạo áp lực tài chính lớn lên hệ thống điện và làm tăng giá điện trong tương lai.

Sự giằng co giữa yêu cầu bảo đảm lợi nhuận của nhà đầu tư và áp lực kiểm soát chi phí điện quốc gia đang khiến nhiều dự án LNG rơi vào thế bế tắc.

Trong bối cảnh đó, những biến động địa chính trị toàn cầu tiếp tục làm tăng thêm rủi ro. Căng thẳng tại khu vực vùng Vịnh và các tuyến hàng hải quốc tế thời gian gần đây khiến giá LNG duy trì ở mức cao và khó dự báo. Điều này khiến nhiều tập đoàn năng lượng quốc tế trở nên thận trọng hơn khi xem xét đầu tư vào các thị trường mới nổi như Việt Nam.

Dù Thanh Hóa đã thành lập tổ công tác hỗ trợ các dự án LNG và tích cực xúc tiến đầu tư với nhiều đối tác nước ngoài, giới chuyên gia cho rằng nếu không có sự điều chỉnh linh hoạt hơn về quy mô, cơ chế hạ tầng dùng chung và hợp đồng mua bán điện, khả năng tìm được nhà đầu tư cho LNG Nghi Sơn trong ngắn hạn vẫn sẽ rất khó khăn.