IEEFA: Việt Nam có thể phải chi tới 23,6 tỷ USD mỗi năm để nhập khẩu LNG phát điện

Báo cáo cho rằng giá LNG tăng, chi phí xây dựng leo thang và thời gian giao thiết bị ngày càng kéo dài đang làm suy yếu tính kinh tế của các dự án điện khí.

Theo Quy hoạch điện VIII điều chỉnh, Việt Nam đặt mục tiêu phát triển 22,5 GW điện LNG vào năm 2030. Tuy nhiên, IEEFA ước tính nếu toàn bộ công suất này vận hành, Việt Nam có thể phải chi từ 15,5 đến 23,6 tỷ USD mỗi năm để nhập LNG.

Con số này có thể khiến tổng chi phí nhập khẩu năng lượng của Việt Nam tăng thêm khoảng 66% đến 106%.

Một nhà máy 1.500 MW có thể tốn hơn 1 tỷ USD tiền nhiên liệu mỗi năm

Một trong những rủi ro lớn nhất nằm ở biến động giá nhiên liệu quốc tế.

Theo IEEFA, giá LNG giao ngay tại châu Á theo chỉ số Japan Korea Marker đạt trung bình 18,74 USD/MMBtu trong 8 tháng đầu năm 2026, sau khi xung đột Trung Đông bùng phát. Trước đó, từ đầu năm 2024 tới trước cuộc xung đột, mức giá chỉ dưới 12 USD/MMBtu.

Với một nhà máy LNG công suất 1.500 MW, tương đương quy mô cụm Nhơn Trạch 3 và 4, mức tăng giá này có thể khiến chi phí nhiên liệu hàng năm tăng khoảng 50%, từ 716 triệu USD lên 1,07 tỷ USD.

IEEFA cho rằng những cú sốc năng lượng sau xung đột Nga Ukraine năm 2022 và bất ổn Trung Đông năm 2026 cho thấy các nền kinh tế phụ thuộc LNG nhập khẩu dễ bị tổn thương trước biến động địa chính trị và nguồn cung toàn cầu.

Paige Nguyen, Giám đốc khu vực châu Á của IEEFA và đồng tác giả báo cáo, nhận định Việt Nam không thể kiểm soát giá năng lượng quốc tế nhưng có thể giảm mức độ phơi nhiễm bằng cách khai thác tốt hơn nguồn điện gió và mặt trời trong nước.

Chi phí xây nhà máy điện khí tăng gấp nhiều lần

Không chỉ nhiên liệu, chi phí xây dựng nhà máy điện khí cũng tăng mạnh.

IEEFA cho biết suất đầu tư đối với các nhà máy tuabin khí chu trình hỗn hợp quy mô lớn từng ở mức khoảng 700 đến 1.000 USD/kW vào đầu thập niên 2020, nhưng hiện đã tăng lên khoảng 2.100 đến 2.500 USD/kW.

Từ đó, chi phí phát điện LNG tại Việt Nam được ước tính khoảng 3.780 đến 4.860 đồng/kWh, tương đương khoảng 140 đến 180 USD/MWh.

Mức này cao hơn khoảng 14% đến 46% so với giá trần điện LNG hiện nay là 3.327 đồng/kWh. Bản thân giá trần này cũng cao hơn đáng kể so với giá bán lẻ điện bình quân khoảng 2.204 đồng/kWh.

Grant Hauber, cố vấn tài chính năng lượng chiến lược khu vực châu Á của IEEFA, cảnh báo chi phí nhiên liệu và phát điện tăng có thể tạo thêm áp lực tài chính cho EVN, trong bối cảnh doanh nghiệp này đã ghi nhận khoản lỗ lũy kế khoảng 1,7 tỷ USD vào cuối năm 2024.

Điện gió, điện mặt trời rẻ hơn đáng kể

Trong khi đó, IEEFA cho rằng các nguồn năng lượng tái tạo trong nước đang có lợi thế rõ rệt về chi phí.

Chi phí điện quy dẫn đối với các dự án điện mặt trời quy mô lớn tại Việt Nam được ước tính khoảng 1.328 đến 1.625 đồng/kWh, thấp hơn khoảng 51% đến 60% so với giá trần điện LNG.

Điện gió trên bờ còn có chi phí thấp hơn, khoảng 1.026 đến 1.412 đồng/kWh, tương đương mức giảm 58% đến 69% so với giá trần LNG.

Khác với điện khí, điện gió và điện mặt trời không phải mua nhiên liệu liên tục, do đó ít chịu tác động trực tiếp từ biến động giá năng lượng thế giới.

Điều này cũng giúp chi phí phát điện dài hạn dễ dự báo hơn.

Thời gian triển khai cũng ngắn hơn.

Theo báo cáo, một dự án điện mặt trời quy mô lớn có thể đi vào hoạt động chỉ sau khoảng 6 tháng xây dựng, trong khi điện gió có thể bắt đầu phát điện sau khoảng một năm.

Ngược lại, tình trạng thiếu tuabin khí và máy biến áp trên toàn cầu đang kéo thời gian giao thiết bị cho các dự án LNG lên 48 đến 60 tháng. Cộng thêm khoảng 30 đến 36 tháng xây dựng, nhiều dự án có nguy cơ phải lùi sang những năm 2030 mới hoàn thành.

Doanh nghiệp đã bắt đầu cân nhắc lại điện LNG

Sự thay đổi về chi phí đã bắt đầu tác động tới quyết định đầu tư tại Việt Nam.

Tháng 3/2026, Vingroup đề xuất thay thế dự án điện LNG 4,8 GW tại Hải Phòng bằng tổ hợp điện mặt trời, điện gió và hệ thống pin lưu trữ, với lý do giá LNG tăng cao.

IEEFA coi đây là một dấu hiệu cho thấy các giả định kinh tế từng được sử dụng khi xây dựng kế hoạch phát triển điện khí đang thay đổi nhanh.

Trong khi đó, Việt Nam đã chứng minh khả năng phát triển năng lượng tái tạo với tốc độ rất cao.

Giai đoạn 2018-2023, tổng công suất điện mặt trời và điện gió tăng từ mức gần như không đáng kể lên hơn 21 GW, nhờ các cơ chế giá điện hỗ trợ kéo dài 20 năm.

Theo tổ chức này, tốc độ phát triển nhanh trong giai đoạn trước cho thấy Việt Nam có khả năng triển khai điện tái tạo ở quy mô lớn nếu chính sách đủ ổn định.

Tuy nhiên, giai đoạn tiếp theo sẽ phụ thuộc nhiều vào năng lực lưới điện, cơ chế đầu tư và khả năng lưu trữ năng lượng.

Pin lưu trữ và lưới điện trở thành nút thắt mới

IEEFA khuyến nghị Việt Nam chuyển một phần lớn hơn dòng vốn đầu tư điện trong ngắn hạn sang điện gió và mặt trời trong nước, đồng thời đánh giá lại mục tiêu 22,5 GW LNG trong bối cảnh chi phí nhiên liệu và xây dựng thay đổi mạnh.

Báo cáo cũng nhấn mạnh vai trò của hệ thống pin lưu trữ năng lượng, hạ tầng truyền tải và các công nghệ giúp lưới điện vận hành linh hoạt hơn.

Việc mở rộng lưu trữ có thể giúp giảm tình trạng quá tải lưới, hạn chế phải cắt giảm công suất điện tái tạo và tăng độ ổn định khi tỷ trọng điện gió, mặt trời tăng lên.

Bên cạnh đó, IEEFA đề xuất xây dựng các cơ chế đầu tư ổn định hơn thông qua đấu thầu điện tái tạo cạnh tranh, điều chỉnh biểu giá hỗ trợ, tăng tính minh bạch trong mua sắm và mở rộng cơ chế mua bán điện trực tiếp.

Theo IEEFA, lựa chọn giữa LNG nhập khẩu và năng lượng tái tạo trong nước không chỉ là bài toán về giá điện. Nó còn liên quan trực tiếp tới an ninh năng lượng, cán cân nhập khẩu và mức độ Việt Nam chịu tác động trước những cú sốc từ thị trường nhiên liệu toàn cầu.