ĐIỆN KHÍ LNG VIỆT NAM: ĐIỂM NGHẼN THỂ CHẾ VÀ CON ĐƯỜNG THÁO GỠ

Trương Văn Thiện – Giám đốc PM Solutions Vietnam

Tóm tắt

Việt Nam đặt mục tiêu đưa vào vận hành 22.500 MW điện khí LNG nhập khẩu đến năm 2030 theo Quy hoạch điện VIII điều chỉnh. Đây là bước chuyển dịch chiến lược nhằm thay thế điện than, tăng tính linh hoạt hệ thống và hỗ trợ tích hợp năng lượng tái tạo. Tuy nhiên, sau nhiều năm đàm phán, hầu hết các dự án LNG tư nhân vẫn chưa thể đạt mốc đóng tài chính, dù nhu cầu điện tăng 9–10%/năm và dư địa phát triển nguồn truyền thống đã cạn.

Điểm nghẽn không nằm ở vốn hay công nghệ — mà ở khung thể chế chưa đủ trưởng thành để phân bổ rủi ro đúng chỗ, khiến PPA chưa đạt chuẩn bankable theo yêu cầu của các tổ chức tài chính quốc tế.

Bài phân tích này chỉ ra ba vấn đề cốt lõi:

  1. Ba bên – ba điểm nghẽn thực chất: Chính phủ/Bộ Công Thương, EVN và nhà đầu tư đều có những giới hạn riêng, tạo thành vòng xoáy khiến dự án không thể tiến triển.
  2. Rủi ro đang phân bổ sai chỗ: Nhiều loại rủi ro (điều độ, LNG spot, thay đổi pháp luật, hạ tầng truyền tải) đang được đặt vào tay bên không kiểm soát được chúng.

  3. Lộ trình tháo gỡ 2026–2030: Một khung thể chế mới, dựa trên Qc phân kỳ, CP dựa trên EAF, LNG SPA dài hạn, cơ chế kiểm soát CAPEX và giám sát sau COD.

Khi rủi ro được đặt vào đúng tay người kiểm soát tốt nhất, 22.500 MW không còn là mục tiêu bất khả thi.

I. Bối cảnh: Tại sao 22.500 MW LNG là bài toán sống còn

Hệ thống điện Việt Nam đang chịu ba áp lực đồng thời:

  • Nhu cầu điện tăng 9–10%/năm, chủ yếu từ công nghiệp và xuất khẩu.
  • Than và thủy điện lớn đã chạm trần về tiềm năng phát triển.

  • Cam kết Net-Zero đòi hỏi giảm nhanh điện than, trong khi năng lượng tái tạo chưa cung cấp đủ tính linh hoạt.

Trong bối cảnh đó, LNG được xem là nguồn điện chuyển tiếp chiến lược: sạch hơn than, linh hoạt hơn các nguồn nền truyền thống, và có thể hỗ trợ tích hợp gió – mặt trời.

Tuy nhiên, khoảng cách giữa quy hoạch và triển khai đang rất lớn: từ 1.600 MW LNG hiện hữu (Nhơn Trạch 3–4), Việt Nam cần xây dựng thêm 21.000 MW trong chưa đầy 4 năm. Đây là tốc độ chưa từng có trong lịch sử ngành điện.

Điểm nghẽn không nằm ở công nghệ hay vốn — mà ở khung thể chế chưa đủ chắc chắn để các ngân hàng quốc tế giải ngân theo mô hình tài trợ dự án (project finance).

II. Giải phẫu điểm nghẽn: Ba bên, ba bài toán chưa được giải

2.1. Chính phủ và Bộ Công thương: Khung pháp lý chưa đạt chuẩn “Bankable”

Dù Luật Điện lực sửa đổi, Nghị định 56/2025 và Thông tư 12/2025 đã tạo nền tảng ban đầu, nhưng vẫn thiếu các cấu phần cốt lõi:

  • Chưa có cơ chế thanh toán công suất (Capacity Payment – CP) tách biệt với sản lượng phát. Trong khi Hàn Quốc chi 9,5% tổng thanh toán điện cho CP — một chi phí hệ thống tất yếu.
  • Thiếu cơ chế ngày vận hành thương mại quy ước (Deemed COD) để bảo vệ nhà đầu tư trước rủi ro chậm tiến độ do hạ tầng truyền tải hoặc thủ tục hành chính.
  • Phân loại sai chi phí kho cảng LNG tích hợp, khiến giá điện bị méo và giảm tính cạnh tranh.
  • PPA mẫu thiếu các điều khoản bắt buộc theo chuẩn IFC/ADB: Quyền can thiệp của bên cho vay (Step-in rights), Thay đổi Luật (Change in Law), Cơ chế thanh toán khi dự án bị dừng (Termination payment framework) và Điều độ mặc định (Deemed dispatch).

  • Cách tiếp cận “cơ chế đặc thù” theo từng dự án làm tăng chi phí giao dịch và kéo dài đàm phán.

2.2. EVN: Tín nhiệm tài chính và năng lực bao tiêu (offtaker) bị giới hạn

EVN đang chịu ba áp lực lớn:

  • Tín nhiệm tài chính suy giảm sau nhiều năm lỗ do giá bán lẻ bị neo thấp.
  • Năng lực đàm phán PPA quốc tế còn hạn chế, đặc biệt với các điều khoản LNG phức tạp.
  • Hạ tầng truyền tải không theo kịp tiến độ nguồn, tạo rủi ro điều độ và chi phí LNG phát sinh.

EVN không thể gánh toàn bộ rủi ro LNG nếu không có cải cách song song về giá điện bán lẻ.

2.3. Nhà đầu tư tư nhân: Yêu cầu hợp lý và những yêu cầu cần điều chỉnh

Nhà đầu tư có nhiều yêu cầu chính đáng:

  • CP dựa trên EAF
  • Deemed COD
  • Change in Law, Step-in rights
  • FX adjustment cho nghĩa vụ USD
  • Termination Payment theo chuẩn quốc tế

Nhưng cũng có những yêu cầu cần cân bằng:

  • Chuyển ngang (Pass-through) toàn bộ chi phí LNG → dễ tạo rủi ro đạo đức kinh doanh.
  • Qc cố định suốt vòng đời → cản trở thị trường điện cạnh tranh.
  • Trọng tài quốc tế cho mọi tranh chấp → không phù hợp với bối cảnh Việt Nam.

Điểm mấu chốt: Không có LNG SPA dài hạn, mọi tranh luận về Qc hay pass-through đều vô nghĩa. Ngay cả JERA (35 MTPA) cũng coi phụ thuộc spot LNG là “kịch bản tồi tệ nhất”.

III. Cơ chế Qc – CP – Ma trận rủi ro: Khung cân bằng cho cả ba bên

3.1. Qc phân kỳ theo giai đoạn

Đề xuất Qc theo 4 giai đoạn:

  • Giai đoạn 1 (1–10 năm): 75–80% Bảo đảm DSCR và nghĩa vụ LNG SPA.
  • Giai đoạn 2 (11–15 năm): 70–75% Cân bằng lợi ích khi vốn đã thu hồi phần lớn.
  • Giai đoạn 3 (16–20 năm): 65% ± 5% Tăng linh hoạt điều độ.

  • Giai đoạn 4 (sau 20 năm): Không Qc cố định Tham gia thị trường điện cạnh tranh.

3.2. CP dựa trên EAF

CP tách biệt với thanh toán sản lượng điện (energy payment), trả cho khả năng sẵn sàng cung cấp điện. Khi nhà máy đạt hệ số khả dụng tương đương (EAF) cam kết nhưng không được huy động, EVN thanh toán chi phí độ khả dụng đủ bù FC + FOMC.

3.3. Ma trận phân bổ rủi ro

Nguyên tắc: rủi ro về tay người kiểm soát tốt nhất.

  • Rủi ro xây dựng → nhà đầu tư
  • Rủi ro điều độ → EVN
  • Rủi ro LNG trong biên ±15% → nhà đầu tư
  • Rủi ro LNG vượt biên → chia sẻ 3 bên
  • Rủi ro tỷ giá → chia sẻ
  • Rủi ro thay đổi pháp luật → Chính phủ
  • Rủi ro thanh toán → Chính phủ bảo lãnh một phần

  • Rủi ro bất khả kháng → chia sẻ

IV. Đặc thù Việt Nam: Khi các nhà đầu tư đã được “gọi tên”

Vì hầu hết dự án điện LNG đã có chủ đầu tư được chỉ định, Việt Nam không thể áp dụng Quy trình lựa chọn cạnh tranh nhà cung cấp điện (CSP) như thông lệ ở một số nước. Thay vào đó, cần 4 lớp kiểm soát chi phí đảm bảo hài hòa lợi ích giữa các bên:

  1. Tiêu chuẩn công nghệ bắt buộc
  2. Thẩm định CAPEX theo benchmark quốc tế
  3. Kiểm toán chiến lược mua LNG (LNG Procurement Audit)
  4. Giám sát – điều chỉnh định kỳ (True-up)

Cạnh tranh phải diễn ra ở cấp EPC/ nhà cung cấp thiết bị công nghệ CCGT (tuabin khí chu trình hỗn hợp) và LNG SPA, không phải cấp nhà đầu tư.

4.1. Lớp 1 — Tiêu chuẩn công nghệ bắt buộc (Technology Performance Standard)

Cần ban hành quy định kỹ thuật tối thiểu bắt buộc cho mọi nhà máy điện LNG mới — không phụ thuộc vào việc nhà đầu tư là ai. Đó là các yêu cầu về loại công nghệ, suất hao nhiệt, độ khả dụng, độ tin cậy, tiêu chuẩn phát thải…

Cơ chế thực thi: Nhà đầu tư phải nộp kèm báo cáo kỹ thuật độc lập xác nhận công nghệ đạt chuẩn và phù hợp điều kiện vận hành Việt Nam trước khi PPA được phê duyệt.

4.2. Lớp 2 — Thẩm định CAPEX theo chuẩn tham chiếu quốc tế (CAPEX Benchmark Review)

Cần thiết ban hành khung tham chiếu chi phí đầu tư xây dựng công trình (CAPEX reference table) theo từng cấu phần (nhà máy CCGT, LNG terminal (FSRU/onshore), đường ống, các hệ thống phụ trợ), cập nhật hàng năm theo chỉ số giá xây dựng quốc tế. Tham khảo tạp chí Gas Turbine World Magazine.

Cơ chế thực thi: Nhà đầu tư phải tổ chức đấu thầu EPC quốc tế mở dựa trên các tiêu chí đánh giá hiệu quả qua toàn bộ vòng đời dự án. Kết quả đấu thầu EPC được nộp cho Bộ CT.

Nguyên tắc cốt lõi: Cạnh tranh không xảy ra ở cấp nhà đầu tư, nhưng PHẢI xảy ra ở cấp lựa chọn nhà thầu EPC/ nhà cung cấp thiết bị công nghệ CCGT.

4.3. Lớp 3 — Kiểm toán chiến lược mua LNG (LNG Procurement Audit)

Để yêu cầu chuyển ngang chi phí nhiên liệu là hợp lý và được EVN chấp nhận, nhà đầu tư phải chứng minh đã mua LNG theo danh mục tối ưu. 

Danh mục LNG (portfolio) tối ưu theo thông lệ quốc tế:

  • Tầng 1 —SPA dài hạn (10–20 năm): 60–70% ACQ (sản lượng hợp đồng hàng năm). Hợp đồng với đối tác chiến lược uy tín. Giá kết hợp: kết hợp oil-indexed (JCC) và hub-indexed (Henry Hub) để giảm biến động. Có điều khoản linh hoạt điểm đến (destination flexibility) để cho phép bán lại cargo sang thị trường spot khác khi nhà máy không được huy động.
  • Tầng 2 — Trung hạn (3–5 năm): 15–25% ACQ. Giá indexed theo JKM. Điều chỉnh linh hoạt theo dự báo huy động của A0/NLDC.
  • Tầng 3 — Ngắn hạn/ giao ngay: ≤ 15–20% ACQ. Chỉ dùng để bù đắp chênh lệch khối lượng — không phải nguồn cung chính. JERA (35 MTPA) gọi đây là ‘kịch bản tồi tệ nhất’ khi phải phụ thuộc spot.

Cơ chế thực thi: Đấu thầu LNG SPA quốc tế mở (bắt buộc trước khi ký PPA).

Đồng bộ hóa lịch giao LNG với lịch huy động: A0/NLDC cung cấp dự báo huy động 6 tháng cho nhà đầu tư LNG → nhà đầu tư điều chỉnh lịch giao hàng phù hợp. Khi huy động thực tế lệch dự báo >15% và nguyên nhân từ hệ thống: EVN chịu chi phí điều chỉnh lịch giao (cargo rescheduling fee). Khi lệch trong biên 15%: nhà đầu tư chịu — đây là rủi ro vận hành bình thường.

4.4. Lớp 4 — Giám sát và điều chỉnh định kỳ (Annual Performance & True-up)

  • Hàng năm sau COD: nhà đầu tư nộp báo cáo kỹ thuật-tài chính (EAF thực tế, suất hao nhiệt thực tế, chi phí LNG thực tế so với SPA). Đơn vị kiểm toán độc lập xác nhận.
  • Cơ chế điều chỉnh cân đối cuối kỳ (true-up) (học từ CERC Ấn Độ): nếu CAPEX thực tế tại COD thấp hơn CAPEX được phê duyệt, FC component trong PPA được điều chỉnh giảm tương ứng — bảo vệ lợi ích người tiêu dùng điện.
  • Kiểm toán chi phí LNG phát sinh: phân loại nguyên nhân (EVN không huy động vs. quản lý kém của nhà đầu tư). Chỉ phần phát sinh do EVN không huy động mới được bồi hoàn theo PPA.
  • Bài học Pakistan (NEPRA): thiếu cơ chế giám sát thực thi dẫn đến hóa đơn bị thổi phồng và tranh chấp kéo dài.

V. Bài học quốc tế và những hàm ý cho Việt Nam

5.1 Thái Lan — Hin Kong 1.400 MW CCGT: Mô hình IPP tư nhân khả thi

Dự án Hin Kong (RATCH Group 51%, Gulf Energy 49%) ký PPA 25 năm với EGAT ngày 12/7/2019, hoàn thành đóng tài chính (financial close) với cơ cấu: AIIB A-loan 100 triệu USD + B-loan thương mại 289 triệu USD. Đây là CCGT đầu tiên tại Thái Lan được tài trợ dự án (project finance) quốc tế với nguồn khí không phải từ PTT — bước đột phá tự do hóa thị trường khí. PPA dùng luật Thái Lan với EGAT làm offtaker; O&M thuê lại EGAT để tận dụng kinh nghiệm vận hành.

Bài học: Dùng luật Thái Lan vẫn được AIIB tài trợ.

5.2 Philippines — Ilijan/MGen/SMGP: Bài học kép về chuyển ngang giá nhiên liệu

Thất bại trong giai đoạn 2021–2023: San Miguel ký PSA giá cố định 4,15 PHP /kWh không có chuyển ngang giá nhiên liệu (fuel pass-through). Khi giá LNG tăng vọt năm 2022, San Miguel lỗ 15 tỷ PHP và hủy hợp đồng. Thành công trong giai đoạn 2024–2025: PSA 15 năm với chuyển ngang chi phí nhiên liệu đầy đủ qua CSP cạnh tranh, mô hình tích hợp dọc (kho cảng LNG + nhà máy). Hợp đồng LNG dài hạn với Vitol (0,8 MTPA × 10 năm) ký tháng 3/2025.

Bài học: Chuyển ngang chi phí nhiên liệu chỉ hiệu quả khi có LNG SPA dài hạn.

5.3. Pakistan NEPRA — Mô hình xác định giá IPP đã chỉ định

Pakistan là ví dụ tiêu biểu về cơ chế kiểm soát chi phí cho IPP đã được chỉ định. NEPRA (National Electric Power Regulatory Authority) ban hành upfront tariff riêng cho từng công nghệ (CCGT, OCGT…) với các tham số chuẩn về CAPEX, OPEX, suất hao nhiệt và tỷ suất lợi nhuận hợp lý. IPP có thể chấp nhận upfront tariff và được cấp phép ngay — tiết kiệm thời gian. Hoặc IPP nộp cost-plus petition kèm hồ sơ chi phí thực tế để NEPRA phê duyệt từng dự án.

Bài học Pakistan cũng là bài học cảnh báo: thiếu cơ chế giám sát thực thi sau COD dẫn đến hóa đơn bị thổi phồng, tranh chấp kéo dài và mất tin tưởng hệ thống. Báo cáo Điều tra 2020 của Pakistan phát hiện hầu hết vấn đề xuất phát từ lập hóa đơn không chính xác của IPP và diễn giải sai các điều khoản PPA.

Bài học: Khung giá tham chiếu (upfront tariff) theo công nghệ là cần thiết nhưng thiếu cơ chế giám sát độc lập sau COD dẫn đến tranh chấp.

5.4. JERA (Nhật Bản) — Chiến lược mua LNG tối ưu và bài học cho nhà đầu tư Việt Nam

JERA xử lý 35 MTPA LNG với danh mục: 25–26 MTPA hợp đồng dài hạn + 5 MTPA giao ngay (spot ~16%). CEO JERA coi phụ thuộc spot LNG là ‘kịch bản tồi tệ nhất’ và đang ký thêm 5,5 MTPA dài hạn từ Mỹ để chuẩn bị cho giai đoạn sau 2030. Hợp đồng FOB cơ sở cho phép kiểm soát logistics; destination flexibility trong đa số hợp đồng mới cho phép bán lại cargo trên spot khi nhà máy không cần.

Bài học: Danh mục LNG tối ưu là điều kiện tiên quyết.

5.5. Hàn Quốc — CP đúng hướng nhưng cần đồng bộ với cải cách giá bán lẻ

Thị trường điện dựa trên chi phí (Cost-Based Pool – CBP) với CP rõ ràng của Hàn Quốc đúng hướng: năm 2023, CP chiếm 9,5% tổng thanh toán điện; 43% CP dành cho điện khí. Nhưng khi giá LNG tăng vọt vào năm 2022, KEPCO lỗ nặng vì mua điện giá cao nhưng bán giá thấp do Chính phủ không điều chỉnh giá bán lẻ vì lý do chính trị. KEPCO tích lũy nợ khổng lồ — không phải vì CP, mà vì thiếu cơ chế điều chỉnh giá bán lẻ song song.

Cảnh báo cho Việt Nam: CP đúng nhưng phải đi kèm cải cách giá điện bán lẻ.

VI. Lộ trình tháo gỡ 2026–2030

Một lộ trình 4 giai đoạn:

  • Giai đoạn 1 (2026) – Hoàn thiện pháp lý: Bổ sung, sửa đổi các nghị định, thông tư
  • Giai đoạn 2 (2026–2027) – Hoàn thiện các bước chuẩn bị dự án: Thẩm định độc lập kết quả đấu thầu EPC/ nhà cung cấp thiết bị công nghệ CCGT của từng dự án LNG, xác nhận CAPEX phù hợp; Thẩm định LNG SPA, xác nhận giá LNG cạnh tranh.
  • Giai đoạn 3 (2027–2028): Đóng tài chính hàng loạt 
  • Giai đoạn 4 (2028–2030): Vận hành – giám sát – tối ưu

VII. Điều kiện đồng thuận: Để ba bên cùng nhìn về một hướng

Bài toán 22.500 MW LNG không thể giải nếu mỗi bên chỉ nhìn từ góc độ lợi ích riêng. 

Đối với Chính phủ / Bộ Công thương:

  • Khung pháp lý hiện tại chưa đủ tầm — cần sửa đổi thực chất, không phải điều chỉnh bề mặt. Đặc biệt, tiêu chuẩn lựa chọn công nghệ (Technology Performance Standard), thanh toán công suất (CP) và vận hành thương mại quy ước (deemed COD) phải được luật hóa chung.
  • CP là chi phí hệ thống tất yếu, phải được phản ánh vào giá điện bán lẻ qua lộ trình minh bạch. Không cải cách giá bán lẻ đồng bộ = bẫy nợ KEPCO phiên bản Việt Nam.
  • Đặc thù VN là nhà đầu tư đã được chỉ định — nên cần cơ chế kiểm soát chi phí sau chỉ định (thẩm định CAPEX, đấu thầu EPC/ nhà cung cấp thiết bị công nghệ CCGT, kiểm toán LNG SPA) thay vì Quy trình lựa chọn cạnh tranh nhà cung cấp điện (CSP).

Đối với EVN:

  • Tín nhiệm tài chính của EVN là nút thắt quan trọng — và tín nhiệm đó phụ thuộc vào lộ trình giá điện bán lẻ.
  • PPA bankable đòi hỏi EVN chấp nhận CP theo EAF, deemed dispatch và fuel pass-through có điều kiện — đây là nghĩa vụ hệ thống, không phải sự nhượng bộ nhà đầu tư.
  • Hạ tầng truyền tải là trách nhiệm của EVN — phải có cam kết tiến độ đồng bộ và cơ chế bồi thường rõ ràng khi không đạt.

Đối với Nhà đầu tư tư nhân:

  • Đấu thầu EPC/nhà cung cấp thiết bị công nghệ CCGT quốc tế là điều kiện để CAPEX được công nhận vào PPA — không phải sự can thiệp vào quyết định nội bộ của nhà đầu tư, mà là cơ chế để tạo cạnh tranh thay thế cho CSP.
  • Đàm phán LNG SPA dài hạn với đối tác quốc tế uy tín là điều kiện để chấp nhận chuyển ngang chi phí nhiên liệu — chứng minh giá LNG mua là giá thị trường cạnh tranh, không phải giá thỏa thuận không minh bạch. 
  • Qc phân giai đoạn (75–80% trong 10 năm đầu, giảm dần ở các giai đoạn tiếp theo) bảo vệ nhà đầu tư bền vững hơn Qc cứng nhắc suốt 25 năm — vì Qc phân giai đoạn có thể được luật hóa và nhân rộng, trong khi Qc cứng nhắc chỉ là đặc thù từng dự án và có nguy cơ bị thách thức khi thị trường điện thay đổi.

VIII. Kết luận

Điện khí LNG không phải bài toán kỹ thuật hay tài chính — mà là bài toán phân bổ rủi ro. Khi rủi ro được đặt vào đúng tay người kiểm soát tốt nhất, Việt Nam hoàn toàn có thể hiện thực hóa 22.500 MW LNG trong giai đoạn 2026–2030.

Tài liệu và nguồn tham chiếu chính

Các phân tích trong bài viết này dựa trên các nguồn công khai sau:

Văn bản pháp quy Việt Nam:

  • Luật Điện lực sửa đổi số 58/2024/QH15; Nghị định 56/2025/NĐ-CP; Nghị định 100/2025/NĐ-CP; Thông tư 12/2025/TT-BCT
  • Quy hoạch điện VIII điều chỉnh (QĐ số 500/QĐ-TTg ngày 15/5/2023 và cập nhật tháng 4/2025)

Báo cáo và nghiên cứu quốc tế:

  • IEEFA (2024): ‘South Korea’s Power Trilemma’; ‘LNG is not displacing coal in China’s power mix’; ‘Contracting debacles underscore long-term LNG risks in the Philippines’
  • S&P Global Commodity Insights (2025–2026): ‘Vietnam’s new law evokes cautious optimism for gas-to-power’; ‘JERA sees vacuum purchasing of spot LNG as worst-case scenario’; ‘KOGAS 10-year US LNG deals’
  • Project Finance International / Linklaters (2022): ‘Hin Kong IPP — Liberalising Thai gas’; AIIB Project Disclosure: Hin Kong 1.400 MW CCGT, Thailand
  • World Bank Executive Summary Report: ‘LNG Demand Projection, Procurement Strategy and Risk Management for Vietnam’
  • NEPRA (Pakistan): Tariff Standards and Procedures Rules; Power Policy Guidelines for IPP Tariff Determination
  • CERC (Ấn Độ): ‘Terms and Conditions of Tariff Regulations 2024–2029’ — mô hình thẩm định CAPEX và true-up mechanism
  • JERA Press Releases (2022, 2025): LNG Portfolio Strategy; US LNG Agreements with Cheniere, NextDecade, Sempra
  • Aboitiz Power / MGen / SMGP Joint Statement (3/2024); Philippines LNG Terminal / Vitol SPA (3/2025)
  • YKVN Law (5/2025): ‘Current Financing Landscape of LNG-to-Power Projects in Vietnam’
  • Columbia University SIPA / CGEP (2025): ‘Asia’s Fragmented Future on LNG Pricing’
  • IEA: ‘Projected Costs of Generating Electricity 2020’; Gas-Fired Power Technology Brief

Nguồn truyền thông chuyên ngành:

  • Tạp chí Năng lượng Việt Nam (4/2026): ‘Cơ chế pháp lý cho nguồn điện khí — Góc nhìn của nhà đầu tư dự án Nhà máy điện LNG Hải Lăng’ (T&T Energy)
  • The Investor Vietnam (4/2026): ‘Vietnam moves to cement LNG supply chain as power demand surges’ (PV Gas 25-year LNG contract)
  • Freshfields Infrastructure Spotlight Vietnam (9/2025, 4/2026)