Dự án điện khí LNG 2,6 tỷ USD ở Thái Bình cần 1,2 triệu tấn LNG/năm, nhà đầu tư muốn nhập khẩu từ Úc, Nga, Mỹ, Qatar

aA

Với công suất 1.500 MW sử dụng tuabin khí chu trình hỗn hợp (Combined Cycle Gas Turbine-CCGT) và vận hành khoảng 6.000 giờ/năm, nhà máy nhiệt điện LNG Thái Bình dự kiến sẽ sản xuất 9 tỷ kWh mỗi năm.

Dự án nhà máy nhiệt điện LNG Thái Bình, với tổng mức đầu tư 2 tỷ USD , dự kiến sẽ khởi công vào cuối năm nay với mục tiêu đi vào hoạt động tổ máy 1 vào quý IV/2028 và tổ máy 2 vào quý IV/2029.

Mốc khởi công này bám sát mục tiêu của tỉnh Thái Bình là hoàn thành giải phóng mặt bằng dự án trước tháng 5/2025 và lễ khởi công dự án trong tháng 9/2025, được Chủ tịch UBND tỉnh Nguyễn Mạnh Hùng đưa ra từ tháng 2/2025.

Dự án được UBND tỉnh Thái Bình chấp thuận chủ trương đầu tư và chấp thuận nhà đầu tư vào tháng 12/2023. Ba nhà đầu tư là Công ty Tokyo Gas (Nhật), Công ty Điện lực Bắc Kyuden (Nhật), và Tập đoàn Trường Thành của Việt Nam. Vốn góp của dự án là 298,6 triệu USD tương đương 15%, với tỷ lệ của 3 bên lần lượt là 40%, 30%, và 30%.

Phần vốn huy động là 85%.

Tới tháng 1/2024, ba nhà đầu tư ra mắt đơn vị thực hiện dự án là CTCP Điện khí LNG Thái Bình.

Nhà đầu tư cho biết ước tính tổng mức đầu tư dự án là 2,56 tỷ USD (sau thuế), nếu tính cả chi phí bồi thường, hỗ trợ và tái định cư (nếu có), chi phí xây dựng; chi phí thiết bị; chi phí quản lý dự án; chi phí tư vấn đầu tư xây dựng; chi phí khác và chi phí dự phòng cho khối lượng phát sinh và trượt giá.

Theo báo cáo đánh giá tác động môi trường của dự án, dự án có quy mô 263,5 hecta trong khu kinh tế Thái Bình. Phần mặt đất là 53,8 hecta gồm nhà máy điện và hành lang kỹ thuật. Phần mặt nước là 209,7 hecta gồm kho tái hóa khí, tuyến đường ống cấp khí, và các hạ tầng khác.

Với công suất 1.500 MW sử dụng tuabin khí chu trình hỗn hợp (Combined Cycle Gas Turbine-CCGT) và vận hành khoảng 6.000 giờ/năm, nhà máy dự kiến sẽ sản xuất 9 tỷ kWh mỗi năm. Tỷ lệ điện tự dùng là 2,8%.

Báo cáo cho biết công nghệ CCGT có phát thải CO2 và NOx bằng một nửa so với công nghệ nhiệt điện than hiện đại trên siêu tới hạn (ultrasuper critical - USC), đồng thời không phát thải SO2 . Do đó, việc xây dựng nhà máy sẽ bổ sung nguồn điện sạch hơn so với nhà máy nhiệt điện than, góp phần giảm phát thải khí nhà kính và ô nhiễm môi trường và giúp Việt Nam thực hiện Cam kết Quốc gia tự quyết định về cắt giảm khí nhà kính (NDC).

Hơn nữa, đây là nguồn điện ổn định giúp ổn định hệ thống điện trong điều kiện nguồn NLTT bất ổn định (như gió, mặt trời) đang có xu hướng tăng mạnh trên hệ thống.

Nhiên liệu chính của dự án là LNG nhập khẩu, dự kiến tiêu thụ 1,2 triệu tấn/năm. Nhiên liệu phụ (dự phòng) là dầu diesel sẽ cần khoảng 17.000 tấn/năm, được cung cấp từ nguồn nội địa.

Về nhập khẩu LNG, nhà đầu tư cho biết sẽ nhập khẩu từ các cơ sở sản xuất tại các nước xuất khẩu hàng đầu thế giới như: Úc, Qatar, Hoa Kỳ, Nga …để cung cấp LNG cho dự án với giá cạnh tranh.

Hiện tại, Việt Nam có duy nhất 1 dự án điện khí LNG đang hoạt động là Nhơn Trạch 3 và Nhơn Trạch 4 ở tỉnh Đồng Nai. Theo Quy hoạch điện VIII điều chỉnh, mục tiêu trong năm 2028 hoặc 2028-2029, có 11 dự án sẽ vận hành.

Việt Nam cũng đang tạo điều kiện thuận lợi cho các doanh nghiệp kinh doanh LNG, trong đó có việc giảm thuế nhập khẩu LNG từ 5% xuống còn 2%, theo Nghị Định 73/2025/NĐ-CP.

Một ưu đãi khác dành cho điện khí LNG là bao tiêu sản phẩm. Nghị định 100/2025/NĐ-CP được ban hành đầu tháng 5 đưa ra quy định về sản lượng điện hợp đồng tối thiểu dài hạn của dự án nhiệt điện khí sử dụng LNG nhập khẩu. Trong đó, sản lượng này không thấp hơn mức 65% sản lượng điện phát bình quân nhiều năm của dự án nhiệt điện khí.

Nhập khẩu LNG từ Mỹ được Thủ tướng xác định là một trọng tâm để cân bằng thương mại bền vững với Mỹ, trong "cơn bão" thuế đối ứng của chính quyền Tổng thống Donald Trump.

Theo Trí Đức (Nhịp Sống Thị Trường)