Bangladesh đối mặt với mức trợ cấp LNG trên 60 taka mỗi mét khối khi các dự án khí đốt châu Á đình trệ

Nhập khẩu đắt đỏ gây áp lực lên ngân sách năng lượng Bangladesh

Bangladesh cần trợ cấp hơn 60 taka cho mỗi mét khối khí đốt khi khí tự nhiên hóa lỏng (LNG) nhập khẩu có giá 20 USD mỗi triệu đơn vị nhiệt Anh, theo đánh giá của Viện Kinh tế Năng lượng và Phân tích Tài chính (IEEFA) công bố ngày 5 tháng 11 năm 2026. Tình trạng gián đoạn nguồn cung buộc nước này có lúc phải mua LNG với giá còn cao hơn trong năm 2026, gây thêm áp lực lên tài chính công trong khi tình trạng thiếu khí đốt vẫn tiếp diễn.

Những phát hiện này đặt vấn đề trợ cấp của Bangladesh trong bối cảnh đầu tư chững lại trên diện rộng. Tại Bangladesh, Philippines, Việt Nam và Thái Lan, 49 nhà máy điện khí và 22 dự án cảng nhập khẩu LNG được đề xuất đã bị hủy, rút lại hoặc đình trệ trong giai đoạn 2021-2026. Tổng vốn đầu tư ước tính của các dự án này là 67,8 tỷ USD.

Báo cáo đánh giá dự án trong 5 năm của IEEFA, do Sam Reynolds và Christopher Doleman thực hiện, khảo sát 92 nhà máy điện được đề xuất với tổng vốn 109,2 tỷ USD và 44 cảng nhập khẩu trị giá 21 tỷ USD. Trong giai đoạn đánh giá, chỉ 11% công suất phát điện và 15% công suất cảng dự kiến được đưa vào vận hành.

Bangladesh đã đưa vào vận hành ba nhà máy điện LNG kể từ năm 2021. Tuy nhiên, theo đánh giá, chi phí nhiên liệu và điện cao đã làm tăng nhu cầu trợ cấp và mức độ phụ thuộc vào nguồn tài chính bên ngoài để bảo vệ dự trữ ngoại hối. Dù chi tiêu như vậy, nguồn cung LNG không ổn định vẫn khiến nước này đối mặt với tình trạng thiếu khí đốt.

Với Bangladesh, vấn đề trước mắt là làm sao chi trả nhiên liệu nhập khẩu mà không gây thêm áp lực lên ngân sách. Còn với các nhà phát triển dự án tại bốn nước, khó khăn xuất hiện từ sớm hơn: bảo đảm thiết bị, vốn và các thỏa thuận mua bán điện đủ sức hỗ trợ dự án trong nhiều năm xây dựng và trước những biến động giá nhiên liệu.

Mức trợ cấp 60 taka có ý nghĩa gì?

Ước tính trợ cấp của IEEFA liên kết giá mua trên thị trường quốc tế với khoản hỗ trợ tài chính cần thiết cho khí đốt cung cấp tại Bangladesh. Trợ cấp bù một phần chênh lệch giữa chi phí cung cấp năng lượng và số tiền thu được từ bán năng lượng. Chính phủ gánh khoản chênh lệch đó thay vì chuyển toàn bộ chi phí trực tiếp cho khách hàng.

LNG là khí tự nhiên được làm lạnh thành dạng lỏng để vận chuyển bằng tàu. Các cảng nhập khẩu chuyển LNG trở lại thành khí để sử dụng trong nhà máy điện, nhà máy và các cơ sở khác. Giá quốc tế thường được niêm yết theo triệu đơn vị nhiệt Anh, viết tắt là MMBtu, một đơn vị đo năng lượng; trong khi khí đốt cung cấp trong nước có thể được đo theo thể tích, bằng mét khối.

Mức trợ cấp hơn 60 taka áp dụng khi giá LNG là 20 USD/MMBtu. Giá LNG giao ngay tại châu Á đạt 27,50 USD/MMBtu vào tháng 9 năm 2026, cao hơn 37,5% so với mức giá tham chiếu này. Giao dịch giao ngay là các lô hàng được mua để giao tương đối sớm, thay vì theo hợp đồng cung cấp dài hạn. IEEFA không đưa ra ước tính trợ cấp tương ứng với mức giá tháng 9 hoặc dự báo tổng trợ cấp cả năm.

Shafiqul Alam, chuyên gia phân tích năng lượng hàng đầu của IEEFA tại Bangladesh, mô tả áp lực lên tài chính công:

Giá khí tự nhiên hóa lỏng (LNG) tăng trên thị trường quốc tế đang làm gia tăng áp lực trợ cấp lên ngành năng lượng,

Alam cho biết những biến động giá trong 4-5 năm qua khiến việc bảo đảm khả năng chi trả và nguồn cung ổn định trở nên khó khăn đối với một nước nhập khẩu nhạy cảm với giá như Bangladesh. Hóa đơn nhập khẩu tăng cũng làm tăng nhu cầu ngoại tệ, gắn các quyết định mua năng lượng với nỗ lực bảo toàn dự trữ của nước này.

Bao nhiêu dự án trong danh mục đầu tư bị đình trệ?

IEEFA xác định 56,1 tỷ USD vốn đầu tư vào các nhà máy điện khí được đề xuất đã bị hủy, rút lại hoặc đình trệ, gồm 49 dự án với tổng công suất 66,2 gigawatt. Một gigawatt bằng 1.000 megawatt, đơn vị đo lượng điện một nhà máy có thể sản xuất tại một thời điểm nhất định.

Thêm 22 dự án tái hóa khí, trị giá 11,7 tỷ USD, cũng rơi vào các diện này. Tổng cộng, các dự án có công suất xử lý 82 triệu tấn LNG mỗi năm. Tái hóa khí là quá trình làm ấm LNG để chuyển trở lại thành khí sau khi được giao đến nơi.

71 dự án bị ảnh hưởng chiếm khoảng 52% trong tổng số 136 đề xuất nhà máy điện và cảng nhập khẩu được đánh giá. Tổng giá trị 67,8 tỷ USD của các dự án này cũng tương đương khoảng 52% danh mục đầu tư trị giá 130,2 tỷ USD. IEEFA tính toán rằng giá trị của chúng gần gấp 4,5 lần giá trị các dự án hoàn thành trong giai đoạn này.

Tỷ lệ hoàn thành thấp ở cả hai khâu của chuỗi cung ứng: chỉ 15% công suất cảng dự kiến và 11% công suất phát điện dự kiến được đưa vào hoạt động. Các dự án điện LNG cần cả hạ tầng vận chuyển nhiên liệu lẫn thiết bị phát điện. Chỉ cần một trong hai khâu chậm trễ, khâu còn lại có thể phải chờ nguồn cung hoặc khách hàng cần thiết.

Kết quả sau 5 năm và thời gian chờ đưa dự án vào vận hành kéo dài

Đánh giá của IEEFA cập nhật nghiên cứu công bố năm 2021, vốn khảo sát bảy thị trường châu Á và chỉ ra các trở ngại về kinh tế, tài chính, hạ tầng và chính sách. Nghiên cứu mới tập trung vào bốn quốc gia được kỳ vọng sẽ góp phần thúc đẩy nhu cầu LNG tăng trưởng.

Các mốc thời gian chính cho thấy những kế hoạch đầu tư được triển khai song song với chi phí ngày càng tăng:

• 2021: IEEFA công bố đánh giá khu vực trước đó, làm cơ sở cho nghiên cứu mới.
• 2021 đến 2026: Bangladesh đưa vào vận hành ba nhà máy điện LNG, trong khi chỉ một dự án điện LNG tại Việt Nam đi vào hoạt động thương mại.
• Từ năm 2022: Chi phí vốn của các dự án khí đốt gần đây tại Mỹ tăng gần gấp bốn lần, cho thấy sức ép trên thị trường thiết bị và xây dựng rộng hơn.
• Tháng 9 năm 2026: Giá LNG giao ngay tại châu Á đạt 27,50 USD/MMBtu, gần gấp ba mức trước xung đột được nêu trong đánh giá.
• Ngày 5 tháng 11 năm 2026: IEEFA công bố đánh giá kết quả dự án tại bốn quốc gia.

Các nhà máy điện hoàn thành mất trung bình hơn 7 năm từ khi lần đầu được công bố công khai đến lúc vận hành. Các nhà phát triển thường dự kiến thời gian 3-4 năm. Như vậy, thời gian thực tế trung bình dài hơn trên 3 năm so với ngay cả mức cao nhất trong dự kiến thông thường.

Thời gian chờ đợi này ảnh hưởng đến quy hoạch điện. Một nhà máy được kỳ vọng cung cấp điện trong vòng 4 năm có thể đi vào hoạt động muộn hơn nhiều, trong khi chi phí thiết bị, nhiên liệu nhập khẩu và vốn vay thay đổi trong thời gian đó. Tiến độ dự án quyết định khi nào khoản chi bắt đầu tạo ra điện và doanh thu.

Vì sao chi phí điện LNG có thể tăng hơn gấp đôi

IEEFA ước tính chi phí nhiên liệu và thiết bị tăng, kết hợp với đồng nội tệ suy yếu, có thể đẩy chi phí điện LNG quy dẫn trong suốt vòng đời lên gấp 2,3 lần mức cơ sở năm 2021. Mức tăng có thể lên tới 130%.

Chi phí quy dẫn là ước tính chi phí trung bình để sản xuất một đơn vị điện trong suốt vòng đời hoạt động của nhà máy. Chỉ số này bao gồm chi phí xây dựng, tài chính, nhiên liệu và vận hành. Nếu mức ước tính ban đầu là 100, mức tăng 130% sẽ đưa con số lên 230.

Christopher Doleman, chuyên gia LNG và khí đốt châu Á của IEEFA, đồng thời là đồng tác giả báo cáo, cho biết nhiều kế hoạch năng lượng trong khu vực đã giả định giá nhiên liệu tương đối thấp và chi phí vốn phải chăng. Sự kết hợp của các đợt tăng chi phí hiện nay đang đe dọa tính khả thi về tài chính của những dự án được lập kế hoạch dựa trên các giả định đó.

Đồng tiền mất giá tạo thêm áp lực. Khi nội tệ mất giá so với USD, bên mua cần nhiều nội tệ hơn để thanh toán cùng một hóa đơn USD cho LNG hoặc thiết bị nhập khẩu. Vì vậy, một dự án có thể trở nên đắt đỏ hơn trong nước ngay cả khi giá tính bằng USD không đổi.

Tình trạng thiếu tua-bin khí đang kéo dài thời gian giao thiết bị hạng nặng lên 6 năm hoặc hơn. Các dự án khí đốt gần đây tại Mỹ phải đối mặt với chi phí vốn gần gấp bốn lần mức năm 2022. Với các nhà phát triển châu Á cùng cạnh tranh trên thị trường thiết bị, tình trạng thiếu hụt gây bất định về cả ngân sách xây dựng lẫn thời điểm đưa dự án vào hoạt động.

Vì sao bên cho vay cần những khách hàng mua điện đáng tin cậy

Sam Reynolds, trưởng nhóm nghiên cứu LNG và khí đốt châu Á của IEEFA, đồng thời là đồng tác giả báo cáo, cho biết biến động trên thị trường nhiên liệu, thiết bị và tiền tệ đã làm tăng nguy cơ các dự án không thể triển khai theo kế hoạch. Doanh thu kém chắc chắn cũng khiến việc huy động vốn khó khăn hơn.

Nhiều dự án năng lượng quy mô lớn phụ thuộc vào hình thức tài trợ dự án không truy đòi. Nói đơn giản, bên cho vay chủ yếu kỳ vọng được hoàn trả từ thu nhập và tài sản của chính dự án, thay vì dựa vào một bảo lãnh rộng hơn bao trùm các hoạt động kinh doanh khác của nhà phát triển. Họ cần tin rằng doanh thu bán điện đủ trang trải chi phí vận hành và trả nợ.

Hợp đồng mua bán điện quy định các điều khoản theo đó bên mua nhận điện từ nhà máy. Một hợp đồng có khả năng huy động vốn là hợp đồng được bên cho vay xem là đủ đáng tin cậy để hỗ trợ khoản vay. Khi chi phí nhiên liệu có thể tăng mạnh, nhà phát triển, bên mua và cơ quan quản lý phải thống nhất cách chi trả cho phần tăng đó.

Gánh nặng trợ cấp của Bangladesh cho thấy khía cạnh tài chính công của vấn đề. Để giữ năng lượng ở mức người dùng có thể chi trả, chính phủ phải gánh phần chi phí lớn hơn. Ở cấp độ dự án, bất định về bên chi trả có thể trì hoãn các hợp đồng cần thiết để thu hút bên cho vay.

Những rào cản khác nhau tại Philippines, Việt Nam và Thái Lan

Philippines đã chứng kiến một số dự án bị hủy kể từ năm 2021, khi các nhà phát triển gặp khó khăn trong việc ký kết các hợp đồng mua bán điện đủ tin cậy để huy động vốn với các công ty phân phối điện. Nhu cầu LNG ngoài lĩnh vực phát điện còn hạn chế cũng làm suy yếu hiệu quả kinh doanh của các cảng nhập khẩu mới.

Việc mở rộng năng lượng tái tạo làm tăng bất định về tần suất huy động các nhà máy điện khí tại Philippines. Nhà máy hoạt động ít giờ hơn sẽ bán được ít điện hơn, ảnh hưởng đến doanh thu dùng để thu hồi chi phí xây dựng và trả nợ.

Việt Nam đặt ra các mục tiêu đầy tham vọng về điện LNG, nhưng trong 5 năm được đánh giá chỉ có một dự án đi vào hoạt động thương mại. Bất định về hợp đồng mua bán điện, giá LNG tăng và việc thu hồi chi phí thông qua giá điện đã làm nản lòng nhà đầu tư. Đánh giá cũng nêu quan ngại về tình hình tài chính của doanh nghiệp điện lực nhà nước.

Thái Lan đạt tiến triển tương đối lớn hơn trong phát triển các dự án điện khí. Tuy nhiên, một phần đáng kể công suất hiện có của các nhà máy điện khí và cảng LNG vẫn chưa được sử dụng hết. Kinh nghiệm của nước này bổ sung một mối lo khác bên cạnh tình trạng chậm trễ ở các nơi khác: hạ tầng đã hoàn thành vẫn cần đủ nhu cầu để duy trì hoạt động.

Các lựa chọn của Bangladesh không chỉ giới hạn ở việc nhập thêm khí đốt

Alam khuyến nghị Bangladesh khai thác nhiều hơn các nguồn khí đốt trong nước chưa được tận dụng, cải thiện hiệu quả sử dụng năng lượng và mở rộng năng lượng tái tạo trên quy mô lớn. Các đề xuất này đề cập cả nguồn năng lượng lẫn lượng năng lượng người tiêu dùng cần sử dụng.

Khí đốt trong nước sẽ giảm phụ thuộc vào các lô hàng nhập khẩu, còn cải thiện hiệu quả sẽ giảm lượng nhiên liệu cần dùng để duy trì cùng mức sản lượng công nghiệp hoặc dịch vụ năng lượng. Các khuyến nghị cũng bao gồm chú trọng hơn đến điện khí hóa phía cầu, tức thay thế một số thiết bị đốt nhiên liệu trực tiếp bằng thiết bị chạy bằng điện.

Chẳng hạn, các ngành công nghiệp có thể thay nồi hơi chạy bằng khí đốt bằng máy bơm nhiệt hiệu suất cao. Máy bơm nhiệt dùng điện để di chuyển nhiệt thay vì tạo toàn bộ nhiệt bằng cách đốt nhiên liệu. Alam coi việc chuyển đổi này là một cách giảm tiêu thụ khí đốt trong công nghiệp và nâng cao hiệu quả.

Chi phí năng lượng mặt trời và điện gió giảm, thời gian giao hàng ngắn hơn và năng lực lưu trữ pin tăng lên cũng đang làm thay đổi các phương án thay thế điện LNG. Theo đánh giá, những diễn biến này có thể giảm nhu cầu xây dựng nhà máy điện khí để cung cấp điện thường xuyên cũng như đáp ứng các giai đoạn nhu cầu đạt đỉnh.

Ba nhà máy LNG mới của Bangladesh cho thấy các dự án có thể đi vào hoạt động. Tình trạng thiếu hụt kéo dài và trợ cấp tăng cho thấy các quyết định tiếp theo cần tính đến nguồn cung nhiên liệu, chi phí vận hành và nhu cầu, bên cạnh việc xây dựng. Kết luận chính của IEEFA về bốn quốc gia là tiến độ triển khai dự án thực tế thấp hơn rất nhiều so với kỳ vọng tăng trưởng LNG nhanh chóng.

Điểm chính

• IEEFA ước tính Bangladesh cần trợ cấp hơn 60 taka mỗi mét khối khí đốt khi LNG nhập khẩu có giá 20 USD/MMBtu.
• Giá LNG giao ngay tại châu Á đạt 27,50 USD/MMBtu vào tháng 9 năm 2026, cao hơn mức giá dùng trong ước tính trợ cấp đó.
• Tại bốn quốc gia, 49 nhà máy điện và 22 dự án cảng LNG trị giá 67,8 tỷ USD đã bị hủy, rút lại hoặc đình trệ trong giai đoạn 2021-2026.
• Chỉ 11% công suất phát điện dự kiến và 15% công suất cảng dự kiến được đưa vào vận hành.
• Các nhà máy điện hoàn thành mất trung bình hơn 7 năm để đi vào hoạt động, trong khi thời gian dự kiến thông thường là 3-4 năm.
• IEEFA ước tính chi phí điện LNG có thể tăng tới 130% so với mức cơ sở năm 2021 và khuyến nghị Bangladesh khai thác khí đốt trong nước, nâng cao hiệu quả, phát triển năng lượng tái tạo và đẩy mạnh điện khí hóa.