Nhận diện rủi ro pháp lý trong chuỗi cung ứng thiên nhiên hoá lỏng (LNG): Kinh nghiệm quốc tế và gợi mở cho Việt Nam

I. Mở đầu

Những năm gần đây, Việt Nam đang đứng trước một bài toán năng lượng ngày càng phức tạp. Nhu cầu điện tăng nhanh cùng với tốc độ công nghiệp hóa và đô thị hóa đặt ra yêu cầu mở rộng và đa dạng hóa các nguồn cung năng lượng. Với bối cảnh đó, các quy hoạch và chiến lược năng lượng quốc gia được ban hành gần đây cho thấy nhiệt điện khí[1] ngày càng được xác định là một cấu phần quan trọng trong cơ cấu năng lượng tương lai của Việt Nam. Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia thời kỳ 2021–2030, tầm nhìn đến năm 2050 (Quy hoạch điện VIII) đã xác định nhiệt điện khí, bao gồm cả “Nhiệt điện khí thiên nhiên hóa lỏng” (hay Nhiệt điện LNG)[2], là một trong những trụ cột nhằm bảo đảm an ninh năng lượng và duy trì tốc độ tăng trưởng kinh tế trong trung và dài hạn. Định hướng này cũng được thể hiện trong Nghị quyết số 57-NQ/TW của Bộ Chính trị về phát triển năng lượng quốc gia, nhấn mạnh yêu cầu đa dạng hóa nguồn cung, giảm phụ thuộc vào nhiên liệu truyền thống và tăng cường vai trò của khí trong quá trình chuyển dịch năng lượng.[3]

Với định hướng đến năm 2050 không còn sử dụng than cho phát điện, vai trò chạy nền của các nhà máy điện khí trong hệ thống điện của Việt Nam là tất yếu, bởi đây là nguồn điện duy nhất không bị ảnh hưởng bởi thời tiết so với thủy điện, điện gió, mặt trời. Khi nguồn khí nội địa đang có xu hướng suy giảm, LNG được xác định có vai trò bảo đảm tính ổn định và linh hoạt cho hệ thống nhiệt điện khí, góp phần hỗ trợ quá trình chuyển dịch năng lượng và duy trì an ninh năng lượng quốc gia.[4]

Tuy nhiên, dù vai trò của LNG đã được khẳng định, các nghiên cứu pháp lý tại Việt Nam về lĩnh vực này vẫn còn tương đối hạn chế. Phần lớn các công trình hiện có tiếp cận LNG dưới góc độ kỹ thuật, kinh tế hoặc quản lý nhà nước, ít chú ý đến khía cạnh pháp lý của các giao dịch mua bán LNG. Trên cơ sở đó, bài viết này tập trung phân tích các rủi ro và các dạng tranh chấp pháp lý có khả năng phát sinh trong chuỗi cung ứng LNG, từ đó đưa ra một số gợi mở cho việc hoàn thiện khung pháp lý điều chỉnh các giao dịch LNG tại Việt Nam trong bối cảnh phát triển năng lượng hiện nay.

II. Đặc điểm của chuỗi cung ứng khí thiên nhiên hóa lỏng (LNG)

Đầu tiên, cần biết rằng Nhiệt điện khí là loại hình tạo ra điện năng bằng cách sử dụng khí thiên nhiên làm nhiên liệu đầu vào. Trong đó nguồn khí thiên nhiên có thể chia làm hai loại bao gồm:

- Khí thiên nhiên được khai thác; hoặc

- Khí thiên nhiên hóa lỏng (LNG) nhập khẩu từ nước ngoài.

Các nhà máy nhiệt điện khí chỉ có thể vận hành khi được bảo đảm nguồn cung khí thiên nhiên ổn định. Vì vậy, LNG thường được sử dụng để thay thế hoặc bổ sung cho nguồn khí nội địa khi nguồn cung trong nước suy giảm hoặc không đáp ứng đủ nhu cầu.

Việc cung ứng khí thiên nhiên, đặc biệt là LNG, một chuỗi quy trình bao gồm từ hoạt động khai thác hoặc nhập khẩu, xử lý, vận chuyển cho tới phân phối đến người sử dụng cuối cùng. Do đó, nó đòi hỏi phải có một hệ thống hạ tầng chuyên dụng để đáp ứng.

 

Thứ hai, khi xem xét hoạt động cung ứng khí thiên nhiên hóa lỏng LNG, có ba giai đoạn cốt lõi cần biết, bao gồm: (i) khai thác và sản xuất, (ii) phân phối khí từ nhà sản xuất đến nhà bán buôn, và (iii) phân phối khí từ nhà buôn tới người sử dụng cuối.

(i) Khai thác và sản xuất: Đây là giai đoạn đầu tiên của chuỗi cung ứng LNG. Khí tự nhiên được khai thác thông quan giếng khoan và trải qua các quá trình xử lý nhằm loại bỏ tạp chất, đảm bảo khí đạt tiêu chuẩn kỹ thuật để tiếp tục được vận chuyển hoặc hóa lỏng.

(ii) Phân phối khí từ nhà sản xuất cho nhà bán buôn: Đây là khâu bán khí từ nhà sản xuất cho nhà bán buôn. Nó là giai đoạn trung tâm của chuỗi cung ứng LNG. Về cơ bản, khí thiên nhiên có thể được vận chuyển dưới hai hình thức: vận chuyển bằng đường ống nếu nó ở dạng khí hoặc vận chuyển bằng tàu biển, xe tải nếu nó đã được hóa lỏng hay còn gọi là LNG.

(iii) Phân phối khí từ nhà buôn tới người sử dụng cuối: Trong giai đoạn này, khí sau khi được đưa vào hệ thống đường ống nội địa hoặc sau khi được tái hóa khí từ LNG sẽ được phân phối đến các nhà máy điện, cơ sở công nghiệp hoặc người tiêu dùng cuối cùng.

Thông thường, LNG thành phẩm sẽ được vận chuyển bằng tàu biển hoặc xe tải. Điều này cho phép nhà sản xuất và nhà phân phối LNG tiếp cận nhiều thị trường hơn mà không bị ràng buộc bởi kết nối hạ tầng cố định như vận chuyển dạng khí bằng đường ống dẫn. Tuy nhiên, phương thức này đòi hỏi các khoản đầu tư ban đầu rất lớn cho cơ sở hóa lỏng và tái hóa khí.²¹. Chí vận chuyển khí bằng đường ống trên những khoảng cách ngắn có thể tương đối thấp, nhưng sẽ tăng nhanh hơn so với chi phí vận chuyển LNG khi chiều dài đường ống tăng lên. Vì vậy, nhìn chung, LNG có xu hướng rẻ hơn so với khí vận chuyển bằng đường ống khi khí phải được vận chuyển trên những khoảng cách dài, nhưng đắt hơn khi chỉ cần vận chuyển trên quãng đường ngắn.[5]

III. Rủi ro pháp lý trong chuỗi cung ứng khí thiên nhiên hóa lỏng (LNG)

Dưới góc độ pháp lý, cả ba giai đoạn trong chuỗi cung ứng LNG nêu trên đều có khả năng gắn với từng loại hợp đồng đặc thù. Do đó, khi tranh chấp phát sinh tại một khâu cụ thể của chuỗi cung ứng LNG, nó có thể tạo ra những hệ quả pháp lý phức tạp. Từ đó, đặt ra yêu cầu phải nhận diện được các ro pháp lý tương ứng với từng giai đoạn như một cơ sở cho việc phòng ngừa và giải quyết tranh chấp.

3.1. Rủi ro pháp lý trong giai đoạn khai thác và sản xuất LNG

Xét về bản chất, giai đoạn khai thác và sản xuất LNG là giai đoạn kỹ thuật - xây dựng. Nó bao gồm hoạt động khoan khai thác, xây dựng đường ống thu gom, vận hành các nhà máy xử lý khí nhằm bảo đảm khí đáp ứng tiêu chuẩn thương mại.

Do đó, về mặt pháp lý, giai đoạn này được điều chỉnh bởi nhóm hợp đồng mang tính kỹ thuật và xây dựng. Trong thực tiễn, nhà sản xuất khí, có thể là Nhà nước hoặc doanh nghiệp thăm dò khai thác (Exploration and Production Company - E&P), thường không trực tiếp thực hiện hoạt động khoan và khai thác khí thiên nhiên ở các mỏ khí mà sẽ ký kết hợp đồng dịch vụ khoan (Drilling Services Agreement – DSA) với các nhà thầu dịch vụ dầu khí chuyên nghiệp.[6] Các hợp đồng DSA này không chỉ nhằm thống nhất quy cách hoạt động, một số vấn đề chính như thanh toán mà còn để phân bổ rủi ro giữa nhà sản xuất và nhà thầu. Đơn cử là vụ tranh chấp giữa Petrobras (Brazil) và Vantage Drilling (Mỹ) phát sinh từ việc Petrobras đơn phương chấm dứt hợp đồng DSA trị giá 1,6 tỷ USD đối với tàu khoan Titanium Explorer của Vantage Drilling.[7] Trong vụ này, Petrobras lập luận rằng hợp đồng DSA đã vô hiệu vì nó được hình thành dựa trên hành vi hối lộ của Vantage. Tuy nhiên, vào năm 2018, Hội đồng Trọng tài Quốc tế xác định rằng Petrobras không có đủ bằng chứng cho thấy Vantage trực tiếp tham gia vào hành vi này. Kết quả là Petrobras bị buộc bồi thường 622 triệu USD cộng với lãi suất (tổng cộng khoảng 700 triệu USD).

Sau khi khí được khai thác, giai đoạn tiếp theo là xử lý khí nhằm bảo đảm khí đáp ứng các tiêu chuẩn kỹ thuật cần thiết cho việc vận chuyển và sử dụng thương mại. Các thỏa thuận hợp đồng điều chỉnh hoạt động xử lý khí thường có tính đa dạng và được thiết kế phù hợp với đặc điểm kỹ thuật và thương mại của từng dự án.[8] Một mô hình phổ biến là nhà sản xuất ký hợp đồng xử lý khí với một bên thứ ba, theo đó bên xử lý có thể đồng thời chịu trách nhiệm đầu tư xây dựng và vận hành cơ sở xử lý khí. Trong khuôn khổ các hợp đồng này, bên xử lý được trả thù lao dựa trên lượng khí thực tế được xử lý. Bên cạnh mô hình thuê xử lý, nhà sản xuất cũng có thể tự đầu tư xây dựng cơ sở xử lý khí và trực tiếp quản lý vận hành hoặc thuê đơn vị chuyên nghiệp thực hiện công việc này. Dù lựa chọn mô hình nào, khi khí đã được xử lý đạt tiêu chuẩn thương mại, nó trở thành đầu vào sẵn sàng cho giai đoạn vận chuyển và mua bán trong chuỗi cung ứng LNG.

3.2. Rủi ro pháp lý trong giai đoạn cung ứng LNG

3.2.1. Các loại hợp đồng phổ biến trong mua bán LNG

Cả hai giai đoạn phân phối khí từ nhà sản xuất cho nhà bán buôn, cho tới người sử dụng cuối cơ bản đều là hoạt động mua bán khí LNG giữa các chủ thể.

Trong thực tiễn, việc mua bán khí thiên nhiên hóa lỏng thường dựa trên cơ sở một số loại hợp đồng cơ bản. Cụ thể:

Thứ nhất là hợp đồng “khung” (Master Sales Agreement - MSA). Đây là dạng hợp đồng cơ bản nhất trong hoạt động mua bán LNG. MSA có nhiệm vụ thiết lập các điều khoản pháp lý và thương mại chung nhất cho các giao dịch LNG riêng lẻ giữa bên mua và bên bán. Theo đó, MSA chủ yếu quy định các điều khoản mang tính nền tảng để các bên có thể áp dụng lặp lại cho nhiều giao dịch trong tương lai. Các thỏa thuận chi tiết sẽ phát sinh khi các bên ký kết từng thỏa thuận mua bán LNG cụ thể. Lợi ích của việc sử dụng MSA cho phép các bên giảm chi phí đàm phán, tăng tính linh hoạt trong giao dịch. Do đó, trên thực tế, MSA thường được sử dụng trong các giao dịch LNG giao ngay (spot).[9]

Thứ hai là hợp đồng mua bán LNG (LNG Sales and Purchase Agreement – SPA). Đây chính là dạng hợp đồng mua bán LNG hoàn chỉnh nhằm xác lập các nghĩa vụ cụ thể về mua bán LNG dựa trên hợp đồng khung MSA các bên đã ký kết. SPA thường quy định các yếu tố cơ bản như khối lượng LNG, cơ chế định giá, điều kiện giao hàng, cảng giao nhận, thanh toán, vấn đề bất khả kháng,.... Trong thực tiễn, một SPA sẽ thường được ký dưới dựa trên một MSA, hoặc vẫn có trường hợp được ký độc lập cho một giao dịch đơn lẻ mà trong đó các điều khoản chung của MSA được viện dẫn và áp dụng bổ sung cho SPA. Các SPA thường được thỏa thuận có thời hạn dài, phổ biến từ 15 - 25 năm, nhằm hạn chế rủi ro đặc thù của các dự án năng lượng nói chung và LNG nói riêng như vốn lớn, thời gian thu hồi vốn kéo dài. Việc duy trì quan hệ hợp đồng dài hạn cho phép các bên phân bổ và quản lý rủi ro thị trường, rủi ro cung ứng và rủi ro tài chính một cách ổn định hơn so với các giao dịch ngắn hạn hoặc giao ngay. Đồng thời, SPA dài hạn còn là cơ sở pháp lý thiết yếu để các chủ đầu tư và tổ chức tín dụng đánh giá khả năng tạo dòng tiền trong suốt vòng đời tài chính của dự án, từ đó quyết định việc tài trợ cho các hạng mục hạ tầng như nhà máy hóa lỏng, kho cảng tiếp nhận LNG, hệ thống tái hóa khí và các công trình phụ trợ.

Thứ ba là hợp đồng hợp đồng mua bán khí (Gas Sales and Purchase Agreements – GSPA). Cơ bản đây là dạng hợp đồng mua bán LNG sau khi đã trải qua quá trình tái hóa khí từ dạng lỏng. Các thỏa thuận trong GSPA cũng xoay quanh các vấn đề như khối lượng LNG đã hóa khí, cơ chế định giá, giao hàng, thanh toán,…

3.2.2. Các rủi ro tranh chấp phổ biến trong mua bán LNG

Khi xem xét kinh nghiệm của quốc tế về hoạt động mua bán LNG, có một số loại tranh chấp điển hình thường xuyên phát sinh. Cụ thể:

Loại tranh chấp đầu tiên là tranh chấp về giá và cơ chế điều chỉnh giá. Các tranh chấp loại này thường phát sinh từ sự chênh lệch (thường là rất lớn) giữa giá được thỏa thuận trong hợp đồng và giá trên thị trường. Điều này sẽ tạo ra động lực cho một bên tìm cách tối đa hóa lợi ích kinh tế mà họ có thể đạt được từ sự chênh lệch giá này. Ví dụ trong các hợp đồng SPA, do thời hạn hợp đồng kéo dài, sẽ có trường hợp giá LNG trên thị trường thấp so với giá đã thỏa thuận trong hợp đồng. Khi đó, bên mua sẽ có xu hướng muốn sử dụng điều khoản điều chỉnh giá để không phải chịu thiệt hại. Ở chiều ngược lại, nếu giá LNG của thị trường cao hơn giá đã cam kết, bên bán cũng sẽ muốn điều chỉnh để đạt lợi nhuận tốt hơn. Đối với loại tranh chấp về giá và cơ chế điều chỉnh giá, có thể xem vụ Atlantic v. GNA.[10] Trong vụ việc này, Atlantic là bên bán LNG, trong khi Gas Natural là bên mua để phục vụ thị trường châu Âu. Hợp đồng SPA được ký với giá LNG được cố định dựa trên chỉ số giá khí đốt tại thị trường Mỹ. Tranh chấp phát sinh khi GNA tận dụng giá khí đốt tại Mỹ giảm sâu để mua LNG rẻ từ Atlantic, sau đó bán lại ở thị trường châu Âu và châu Á với giá cao hơn, gây tổn thất cho Atlantic. Hội đồng trọng tài trong vụ này đã ra phán quyết có lợi cho Atlantic, yêu cầu loại bỏ công thức giá cố định và áp dụng mức giá phản ánh thị trường thực tế.

Loại tranh chấp thứ hai là tranh chấp về giao nhận LNG. Các bên trong hợp đồng mua bán LNG chắc chắn cần phải đảm bảo nghĩa vụ giao nhận LNG như đã cam kết. Đối với loại tranh chấp về giao nhận LNG, có thể xem vụ BP v. Venture Global LNG tại Tòa án Trọng tài Quốc tế của Phòng Thương mại Quốc tế ICC.[11] Trong vụ này, nhà sản xuất LNG Venture Global (Hoa Kỳ) đã ký hợp đồng SPA với các công ty BP, Shell và Repsol và một số công ty năng lượng khác. BP cáo buộc Venture Global không giao LNG theo các nghĩa vụ đã thỏa thuận trong SPA. Đồng thời, BP lập luận rằng Venture Global đã cố ý giao LNG chậm bằng việc trì hoãn công bố ngày vận hành thương mại của dự án do các vấn đề về thiết bị và sự cố trục trặc của máy phát điện. Từ đó, BP cho rằng Venture Global đã thu lợi nhuận bằng cách bán các lô hàng LNG giao chậm này trên thị trường giao ngay với giá cao hơn giá trong SPA. Hội đồng trọng tài nhận thấy rằng Venture Global đã vi phạm nghĩa vụ khai báo các hoạt động thương mại đúng thời hạn và không hành động như một “nhà điều hành hợp lý và thận trọng” theo các điều khoản của hợp đồng SPA. BP hiện đang yêu cầu bồi thường hơn 1 tỷ USD, với một phiên điều trần riêng về mức bồi thường dự kiến ​​diễn ra vào năm 2026 để xác định phán quyết cuối cùng.

Loại tranh chấp thứ ba liên quan tới điều khoản “take or pay” (nhận hoặc trả) trong hợp đồng mua bán LNG. Theo đó, điều khoản “take or pay” là điều khoản yêu cầu bên mua cam kết mua một lượng sản phẩm tối thiểu trong một khoảng thời gian nhất định. Nếu không mua đủ lượng cam kết, người mua vẫn phải thanh toán, kể cả khi không có khả năng tiêu thụ LNG trên thực tế. Điều này nhằm giảm thiểu rủi ro cho nhà cung cấp, đặc biệt trong các dự án cơ sở hạ tầng lớn. Tranh chấp phát sinh khi bên mua không thể tiếp nhận LNG do thay đổi nhu cầu thị trường, sự cố hạ tầng hoặc lý do vận hành, trong khi bên bán vẫn yêu cầu thực hiện đầy đủ nghĩa vụ thanh toán theo hợp đồng. Ví dụ, trong vụ Cheniere Energy, Inc. v. Parallax Enterprises LLC[12]. Tranh chấp phát sinh khi Cheniere kiện Parallax vi phạm các cam kết tài chính và nghĩa vụ hoàn trả chi phí sau khi các dự án hóa lỏng khí không đạt tiến độ như kỳ vọng. Tòa án đã buộc Parallax phải bồi thường cho Cheniere hơn 46 triệu USD, đồng thời khẳng định rằng các khoản phí cố định và cam kết thanh toán “vô điều kiện” là nguyên tắc cốt lõi để bảo vệ dòng tiền của nhà đầu tư. Đồng thời nhấn mạnh tính thực thi của điều khoản take or pay, rằng một khi các bên đã ký kết phân bổ rủi ro tài chính, bên mua hoặc bên đối tác không thể dễ dàng thoái thác nghĩa vụ thanh toán ngay cả khi dự án gặp trục trặc hoặc điều kiện thị trường thay đổi.

Loại tranh chấp phổ biến cuối cùng liên quan tới điều khoản bất khả kháng (force majeure). Thị trường năng lượng nói chung hay thị trường LNG luôn có tính biến động cao, chịu ảnh hưởng bởi nhiều tác động địa chính trị, thiên tai, hay sự cố kỹ thuật. Khi các nghĩa vụ không được đảm bảo, các bên thường bất đồng về sự kiện được viện dẫn có đáp ứng định nghĩa bất khả kháng trong hợp đồng SPA hay không. Một yếu tố khác thường được xem xét là liệu sự kiện đó có thực sự ngăn cản việc thực hiện nghĩa vụ hay chỉ làm cho việc thực hiện trở nên khó khăn hơn về mặt kinh tế. Tranh chấp về điều khoản force majeure được thể hiện rõ trong vụ kiện Venture Global LNG đã nói ở trên.[13] Trong các tất cả vụ kiện với các nguyên đơn như Shell, BP hay Repsol, bị đơn Venture Global đều tuyên bố tình trạng bất khả kháng vì lỗi kỹ thuật tại hệ thống điện của nhà máy để giải thích cho việc trì hoãn vận hành thương mại. Bên nguyên đơn là Shell và BP đã lập luận rằng các lỗi kỹ thuật mà Venture Global nêu ra không đủ tiêu chuẩn là sự kiện bất khả kháng theo các điều kiện trong hợp đồng. Họ cũng cho rằng đây là một hành vi “trục lợi thương mại” núp bóng điều khoản force majeure.

3.3. Thực trạng hoạt động mua bán LNG tại Việt Nam

Thị trường LNG tại Việt Nam là một lĩnh vực kinh tế mới, chỉ thực sự hình thành và vận hành trên thực tế từ năm 2023.[14] Trước thời điểm này, LNG chủ yếu tồn tại dưới dạng định hướng chính sách và quy hoạch năng lượng. Số lượng doanh nghiệp trực tiếp tham gia kinh doanh LNG trong nước hiện chỉ đếm được trên đầu ngón tay. Đơn cử, Tổng Công ty Khí Việt Nam (PV GAS) là doanh nghiệp đầu tiên đã và đang triển khai hoạt động cung cấp LNG thông qua việc ký kết một số MSA.[15] PV GAS đang nắm giữ phần lớn hạ tầng, bao gồm hệ thống đường ống, kho chứa và các đầu mối phân phối khí cho các nhà máy nhiệt điện khí. Các dự án nhiệt điện khí LNG trọng điểm (như Nhơn Trạch 3 & 4) hiện phụ thuộc trực tiếp vào LNG do PV GAS cung cấp. Ngoài ra còn có các doanh nghiệp tư nhân khác như công ty TNHH Hai Linh với kho chứa LNG Cái Mép, TP. Hồ Chí Minh.[16] Bên cạnh đó, sự xuất hiện của các nhà đầu tư và đối tác nước ngoài như Tokyo Gas, AG&P LNG, AES Corporation, Mitsubishi Corporation hay các nhà cung cấp LNG quốc tế như Novatek cũng đóng vai trò quan trọng trong việc hình thành và vận hành thị trường LNG tại Việt Nam.

Khi xem xét bối cảnh thị trường LNG vào thời điểm hiện tại, những rủi ro pháp lý đã được nhận diện trong thực tiễn giao dịch LNG quốc tế cho thấy nhiều đặc điểm có khả năng lặp lại tại thị trường Việt Nam khi hoạt động nhập khẩu và tiêu thụ LNG đang ngày càng được mở rộng.

Trước hết, do gia nhập thị trường LNG quốc tế tương đối muộn, mục đích chủ yếu của việc nhập khẩu LNG tại Việt Nam là để cung cấp nhiên liệu cho các nhà máy nhiệt điện khí LNG.[17] Các doanh nghiệp Việt Nam tham gia chuỗi cung ứng LNG với các khuôn khổ hợp đồng đã được hình thành dựa trên các thông lệ quốc tế đã định hình từ trước. Trong nhiều trường hợp, khả năng đàm phán để điều chỉnh các điều khoản quan trọng như “take or pay” hay cơ chế điều chỉnh giá có thể là một thách thức. Điều này có khả năng đặt các doanh nghiệp Việt vào vị thế bất lợi nếu không có sự chuẩn bị kỹ càng.

PV Gas, mặc dù đã triển khai ký kết một số MSA về LNG, các điều khoản về giá lại không được công khai. Về lý thuyết, nếu giá LNG được xác định dựa trên giá LNG nhập khẩu từ các nhà cung cấp nước ngoài, việc bị ảnh hưởng bởi biến động giá theo thị trường quốc tế là không thể tránh khỏi. Tuy nhiên, việc ký kết MSA đồng nghĩa với việc LNG tại Việt Nam thường được giao dịch thông qua các giao dịch giao ngay (spot)[18]. Do đó, sự biến động giá LNG của thị trường Việt Nam theo giá của thị trường thế giới, một phần nào đó, sẽ ít bị ảnh hưởng.

Hơn nữa, cơ sở hạ tầng và hành lang pháp lý phục vụ nhập khẩu, tái hóa khí và phân phối LNG tại Việt Nam hiện vẫn đang trong quá trình hoàn thiện. Mặc dù pháp luật Việt Nam không thiết lập cơ chế độc quyền đối với hoạt động nhập khẩu và phân phối LNG, trên thực tế PV GAS hiện đang giữ vị thế chi phối thị trường nhờ lợi thế về hạ tầng, kinh nghiệm và vai trò tiên phong trong việc triển khai các dự án LNG đầu tiên tại Việt Nam. Việc phát triển các kho LNG, nhà máy tái hóa khí hay hệ thống đường ống dẫn khí vẫn đang triển khai theo lộ trình, lại phụ thuộc nhiều vào các yếu tố pháp lý, kỹ thuật và đầu tư. Trong giai đoạn quá độ này, sự thiếu đồng bộ giữa tiến độ hạ tầng trong nước có thể làm gia tăng nguy cơ phát sinh tranh chấp về nghĩa vụ giao nhận của các doanh nghiệp LNG.

Ngoài các yếu tố nội tại, rủi ro pháp lý trong chuỗi cung ứng LNG tại Việt Nam còn chịu tác động mạnh từ bối cảnh địa chính trị và biến động của thị trường năng lượng toàn cầu. Các căng thẳng địa chính trị, đã và đang làm gián đoạn thị trường LNG quốc tế, làm giá LNG biến động khó lường, từ đó, gia tăng tính bất định của các hợp đồng dài hạn. Trong bối cảnh đó, các điều khoản bất khả kháng có nhiều khả năng sẽ được viện dẫn và tranh luận hơn. Trên thực tế, khả năng thực hiện nghĩa vụ của các nhà nhập khẩu LNG Việt Nam theo các MSA phụ thuộc lớn vào hoạt động của một số rất ít các kho tiếp nhận LNG. Trong quá trình thực hiện hợp đồng, nếu hoạt động của các kho LNG này bị gián đoạn và không có phương án thay thế hợp lý, về mặt lý thuyết, nhà nhập khẩu có thể viện dẫn sự kiện bất khả kháng để tạm thời không thực hiện nghĩa vụ hợp đồng. Tuy nhiên, cần lưu ý rằng việc chứng minh sự kiện bất khả kháng trong thực tiễn không hề đơn giản. Ngoài bản thân sự kiện, các yếu tố khác như thời điểm xảy ra sự kiện, mức độ ảnh hưởng thực tế đến nghĩa vụ hợp đồng, cũng như việc bên bị ảnh hưởng có thực hiện đầy đủ nghĩa vụ thông báo hay không, đều có ý nghĩa quan trọng trong việc xác định liệu bất khả kháng có được chấp nhận hay không.

Một vấn đề pháp lý khác là lĩnh vực LNG tại Việt Nam hiện được điều chỉnh đồng thời bởi đồng thời của nhiều văn bản quy phạm pháp luật khác nhau.

Ở cấp độ chính sách, LNG được xác định trong Quy hoạch điện VIII, với vai trò là nguồn nhiên liệu bổ sung mang tính cấu trúc cho hệ thống điện trong bối cảnh chuyển dịch năng lượng và sự suy giảm của các nguồn khí thiên nhiên nội địa. Ở cấp độ pháp luật điều chỉnh hoạt động kinh doanh, LNG hiện được quản lý chủ yếu thông qua các quy định chung về dầu khí, năng lượng và thương mại. Theo đó, hoạt động liên quan đến LNG chịu sự điều chỉnh của Luật Dầu khí 2022[19], pháp luật về kinh doanh khí[20], pháp luật về xuất nhập khẩu[21], cũng như Luật Đầu tư[22], Luật xây dựng[23] và Luật bảo vệ môi trường.[24] Bên cạnh đó, do đặc tính nguy hiểm và yêu cầu kỹ thuật cao, hoạt động kinh doanh LNG còn chịu sự điều chỉnh của các quy định về an toàn công nghiệp và phòng cháy, chữa cháy.[25]

Việc khung pháp lý phân mảnh như vậy buộc các doanh nghiệp phải thực hiện nhiều thủ tục hành chính, dưới sự quản lý của nhiều cơ quan nhà nước, qua đó làm gia tăng chi phí và rủi ro pháp lý trong quá trình triển khai dự án. Ngoài ra, theo thực tiễn triển khai của các doanh nghiệp đầu mối trong lĩnh vực khí thiên nhiên, hoạt động nhập khẩu và kinh doanh LNG tại Việt Nam hiện mới chỉ được thực hiện theo từng dự án cụ thể, gắn với các kho LNG và nhà máy điện khí đã được phê duyệt trong quy hoạch.[26] Điều này có thể gây giảm sức hút với nhà đầu tư nước ngoài khi có ý định đầu tư vào thị trường LNG Việt Nam, đi ngược lại với tầm nhìn dài hạn thu hút đầu tư và phát triển ngành năng lượng của Chính Phủ trong thời gian trở lại đây.

IV. Một số gợi mở cho Việt Nam

Từ việc nhận diện các rủi ro và bối cảnh hiện hành khung pháp lý của Việt Nam về LNG, tác giả đưa ra một số gợi mở như sau:

Thứ nhất, LNG đã mở ra nhiều cơ hội quan trọng cho bảo đảm an ninh năng lượng và chuyển dịch cơ cấu năng lượng của Việt Nam, nhưng đồng thời cũng đặt ra những thách thức pháp lý đáng kể. Việc nhận diện sớm và đầy đủ các rủi ro pháp lý trong chuỗi cung ứng LNG là điều kiện cần thiết để doanh nghiệp và nhà làm luật Việt Nam xây dựng các cơ chế phòng ngừa phù hợp, hạn chế tranh chấp và bảo đảm tính bền vững của chiến lược phát triển LNG trong bối cảnh hội nhập sâu vào thị trường năng lượng toàn cầu. Với việc các doanh nghiệp Việt Nam tham gia thị trường LNG khá muộn, khả năng hiểu rõ cấu trúc các loại hợp đồng, các cơ chế phân bổ rủi ro và hệ quả pháp lý của từng điều khoản có ý nghĩa rất quan trọng đối với việc bảo vệ lợi ích lâu dài. Điều này không chỉ liên quan đến năng lực của từng doanh nghiệp, mà còn phải gắn với việc hình thành đội ngũ chuyên gia pháp lý am hiểu sâu về lĩnh vực LNG.

Thứ hai, đối với các doanh nghiệp Việt Nam tham gia nhập khẩu và mua bán LNG, việc tiếp cận thị trường LNG không nên chỉ được nhìn nhận như một hoạt động thương mại thông thường mà cần được xem là sự tham gia vào một cấu trúc hợp đồng dài hạn, phức tạp và có mức độ rủi ro cao. Các rủi ro pháp lý trong lĩnh vực LNG thường không phát sinh một cách độc lập, mà có xu hướng lan truyền từ hợp đồng này sang hợp đồng khác trong cùng một chuỗi dự án, ví dụ như từ hợp đồng nhập khẩu LNG, hợp đồng thuê kho cảng và tái hóa khí. Việc thiết kế các hợp đồng mua bán LNG thiếu đồng bộ có thể làm gia tăng nguy cơ tranh chấp dây chuyền, đặc biệt trong bối cảnh hạ tầng LNG trong nước chưa hoàn thiện.

Thứ ba, thực tiễn quốc tế cho thấy các tranh chấp LNG thường xoay quanh các điều khoản cốt lõi như nghĩa vụ giao nhận hàng, cơ chế điều chỉnh giá và bất khả kháng. Đối với Việt Nam, các giao dịch LNG hiện vẫn chủ yếu được thực hiện thông qua các thỏa thuận khung và các giao dịch giao ngay, rủi ro pháp lý trước mắt có thể chưa bộc lộ rõ. Tuy nhiên, khi quy mô nhập khẩu LNG tăng lên và các hợp đồng dài hạn như SPA dần xuất hiện để phục vụ các dự án điện khí lớn, những dạng tranh chấp này có khả năng trở nên hiện hữu hơn. Do đó, việc sớm nghiên cứu và dự liệu các kịch bản tranh chấp, thay vì chỉ phản ứng khi tranh chấp đã phát sinh, là một yêu cầu cần thiết. Bên cạnh đó, cần đặc biệt lưu ý điều khoản take-or-pay, bởi đây là cơ chế phân bổ rủi ro điển hình trong các hợp đồng mua bán LNG dài hạn. Trong bối cảnh Việt Nam đang hình thành chuỗi dự án điện khí LNG, việc doanh nghiệp hiểu rõ và thỏa thuận các ngưỡng take-or-pay, cơ chế bù trừ sản lượng, hay các trường hợp miễn trừ và mối liên hệ với điều khoản bất khả kháng sẽ có ý nghĩa quyết định trong việc hạn chế rủi ro tranh chấp và hệ quả tài chính cho các bên tham gia.

Cuối cùng, từ góc độ thể chế, việc hoàn thiện khung pháp lý điều chỉnh hoạt động LNG theo hướng đồng bộ và minh bạch hơn cũng là một gợi mở quan trọng. Sự phân mảnh của các quy định pháp luật hiện hành không chỉ làm gia tăng chi phí tuân thủ và rủi ro pháp lý cho doanh nghiệp trong giai đoạn triển khai dự án, mà còn làm tăng khả năng phát sinh tranh chấp do thiếu chuẩn mực thống nhất về một số vấn đề cốt lõi. Do đó, vai trò của cơ quan quản lý nhà nước cần được thể hiện ở việc thiết kế và vận hành một khuôn khổ pháp lý rõ ràng hơn cho LNG, gắn với lộ trình phát triển hạ tầng và cơ chế công khai thông tin liên quan, nhằm tạo môi đầu tư ổn định, giảm bất cân xứng thông tin trong đàm phán hợp đồng và qua đó hạn chế nguy cơ tranh chấp, đồng thời nâng cao tính hấp dẫn của thị trường LNG Việt Nam.

* Thạc sĩ, Trường Đại học Limerick - Ireland, Giảng viên Khoa Luật Quốc tế Trường Đại học Luật, Đại học Huế. Email: nguyenpd@hul.edu.vn, ngày duyệt đăng 27/01/2026

[1] “Nhiệt điện khí” là là loại hình phát điện sử dụng khí thiên nhiên làm nhiên liệu, trong đó năng lượng hóa học của khí được chuyển hóa thành nhiệt năng thông qua quá trình đốt, rồi từ nhiệt năng chuyển thành điện năng. Các nhà máy Nhiệt điện khí sử dụng 2 loại nhiên liệu bao gồm cả khí thiên nhiên được khai thác và khí thiên nhiên dưới dạng lỏng.

[2] “Nhiệt điện khí thiên nhiên hóa lỏng” hay “Nhiệt điện LNG” là một phân nhóm của “Nhiệt điện khí”, trong đó nhiên liệu sử dụng là LNG từ dạng lỏng được “tái hóa khí” trước khi đưa vào nhà máy phát điện.

[3] Nghị quyết 57-NQ/TW về đột phá phát triển khoa học, công nghệ, đổi mới sáng tạo và chuyển đổi số quốc gia.

[4] Dang Dinh Thang, Huynh Quyen & Ta Dang Khoa, Prospect of Gas Industry and the Role of Liquefied Natural Gas (LNG) in Vietnam during 2011–2035, Science and Technology Development Journal, 19(K6) (2016), https://stdj.scienceandtechnology.com.vn/index.php/stdj/article/view/582 (truy cập 12/2025).

[5] Peter Roberts, Gas and LNG Sales and Transportation Agreements: Principles and Practice (4th ed., Sweet & Maxwell 2014), đoạn 2-006.

[6] Eldi Beyers, Drilling and Service Contracts, in Peter Roberts (ed.), Oil and Gas Contracts: Principles and Practice (Sweet & Maxwell 2016), tr. 101–125; xem thêm Owen Anderson, The Anatomy of an Oil and Gas Drilling Contract, (1990) 25(3) Tulsa Law Review 359.

[7] Vantage Deepwater Company, Vantage Deepwater Drilling, Inc. v. Petrobras America Inc., Petrobras Venezuela Investments & Services, BV, Petróleo Brasileiro S.A. (Petrobras Brazil), ICDR Case No. 01-15-0004-8503.

[8] Peter Roberts, Natural Gas Sales and Trading Contracts, in Peter Roberts (ed.), Oil and Gas Contracts: Principles and Practice (Sweet & Maxwell 2016), tr. 221–224.

[9] Giao dịch giao ngay (spot) trong thị trường LNG được hiểu là các giao dịch mua bán từng chuyến hàng riêng lẻ, với thời gian giao nhận ngắn và giá LNG được xác định theo điều kiện thị trường tại thời điểm giao dịch, không làm phát sinh nghĩa vụ cung ứng dài hạn giữa các bên.

[10] Atlantic LNG Company of Trinidad and Tobago v. Gas Natural Aprovisionamientos SDG, S.A.

[11] BP p.l.c. v. Venture Global LNG, Inc.

[12] Cheniere Energy, Inc. v. Parallax Enters. LLC, Court of Appeals of Texas, Houston (14th Dist.).

[13] tlđd 12.

[14] Báo Điện tử Chính Phủ, PV GAS: Hành trình tiên phong với LNG, https://baochinhphu.vn/pv-gas-hanh-trinh-tien-phong-voi-lng-102250912142946207.htm (truy cập 12/2025).

[15] Ngày 05/05/2023, Bộ Công Thương ban hành Quyết định số 01/GCNĐĐK-BCT chứng nhận Tổng công ty Khí Việt Nam (PV GAS) đủ điều kiện thương nhân xuất nhập khẩu LNG. PV GAS là doanh nghiệp đầu tiên tại Việt Nam được cấp phép xuất nhập khẩu LNG; tháng 7/2023, PV GAS tiếp nhận chuyến tàu LNG đầu tiên và đưa vào vận hành Kho LNG Thị Vải với công suất giai đoạn 1 đạt 1 triệu tấn/năm.

[16] Tổng hợp dự án LNG tại Việt Nam - Cập nhật mới nhất, https://jpsgas.com.vn/du-an-lng-tai-viet-nam#Tong_hop_ du_an_LNG_tai Viet_Nam_%E2%80%93 Cap_nhat Moi_nhat (truy cập 12/2025).

[17] Tiêu biểu như nhà máy điện LNG Quảng Ninh, nhà máy điện Sơn Mỹ 1 và Sơn Mỹ 2, cũng như nhà máy điện Nhơn Trạch 3 và Nhơn Trạch 4,…

[18] tlđd 10.

[19] Luật Dầu khí năm 2022.

[20] Nghị định số 87/2018/NĐ-CP ngày 15/6/2018 của Chính phủ về kinh doanh khí.

[21] Luật Quản lý ngoại thương năm 2017 hay Luật Thuế xuất khẩu, thuế nhập khẩu năm 2016.

[22] Luật Đầu tư năm 2020.

[23] Luật Xây dựng năm 2014 (được sửa đổi, bổ sung năm 2020).

[24] Luật Bảo vệ môi trường năm 2020.

[25] Luật Phòng cháy và chữa cháy năm 2001, được sửa đổi, bổ sung năm 2013; Nghị định số 136/2020/NĐ-CP ngày 24/11/2020 của Chính phủ quy định chi tiết một số điều của Luật Phòng cháy và chữa cháy.