Củng cố an ninh năng lượng Việt Nam trong kỷ nguyên rủi ro địa chính trị (Kỳ 1)

Đổi mới thị trường điện Việt Nam - Động lực và giải pháp (Phần 1) Ngành điện Việt Nam đang bước vào một giai đoạn chuyển đổi mang tính bước ngoặt, đòi hỏi phải tiến hành cải cách nhanh chóng và toàn diện thị trường điện. Quá trình này diễn ra trong bối cảnh chúng ta phải đáp ứng đồng thời hai yêu cầu khắt khe: Bứt phá các mục tiêu tăng trưởng kinh tế nhanh chóng và thực thi những cam kết bền vững môi trường (Net Zero) đầy thách thức cho kỷ nguyên vươn mình của đất nước. Để có thêm góc nhìn chuyên sâu, mang tính hệ thống và các giải pháp chiến lược đóng góp vào tiến trình này, Tạp chí Năng lượng Việt Nam xin trân trọng giới thiệu cùng quý độc giả toàn văn bài nghiên cứu: “Đổi mới thị trường điện Việt Nam: Động lực và giải pháp” của TS. Thái Doãn Hoàng Cầu và TS. Trần Huỳnh Ngọc dưới đây. Rất mong nhận được sự quan tâm theo dõi, chia sẻ và phản hồi thảo luận từ các chuyên gia, nhà quản lý và đông đảo bạn đọc!

Đổi mới thị trường điện Việt Nam - Động lực và giải pháp (Phần 2) Ở Phần 1, bài viết đã phân tích lịch sử, hiện trạng thị trường điện Việt Nam, các động lực, thách thức, cũng như thuận lợi cho công cuộc đổi mới các cơ chế thị trường cho phát triển kinh tế và chuyển đổi xanh trong kỷ nguyên mới. Tiếp theo, Phần 2 bài viết đúc kết kinh nghiệm quốc tế về thay đổi thiết kế thị trường điện để thúc đẩy chuyển đổi năng lượng bền vững, hàm ý chiến lược và đề xuất các giải pháp thiết kế thị trường, nâng cao năng lực thực hiện, các cơ chế hỗ trợ khác trong ngắn hạn (trước 2030) và định hướng dài hạn (sau 2030, hoặc sớm hơn) cho ngành điện Việt Nam.

Bài viết được chia làm hai kỳ:

Kỳ 1: (1) Khủng hoảng năng lượng toàn cầu: Tại sao Việt Nam đặc biệt dễ bị tác động?; (2) Sự phụ thuộc vào nhiên liệu hóa thạch của Việt Nam - Một hệ thống điện đang chịu áp lực lớn; (3) Động thái của Việt Nam trước khủng hoảng năng lượng; (4) Năng lượng tái tạo - Lời giải cho bài toán tốc độ, chi phí và an ninh năng lượng.

Kỳ 2: (5) Các cân nhắc chính sách nhằm củng cố an ninh năng lượng Việt Nam; (6) Rủi ro của việc phản ứng chậm; Kết luận.

Kỳ 1:

Đẩy mạnh đầu tư điện mặt trời - Giải pháp bảo vệ Việt Nam trước cú sốc năng lượng từ Iran và những biến động tương lai.

Nội dung trọng tâm:

- Sự kiện đóng cửa eo biển Hormuz đã gây ra gián đoạn nguồn cung năng lượng toàn cầu nghiêm trọng. Theo đó, giá dầu Brent đã tăng hơn 40% và giá khí thiên nhiên hóa lỏng (LNG) đã vọt tăng trên 90%.

- Việt Nam nằm trong nhóm các nền kinh tế chịu ảnh hưởng nặng nề nhất tại Đông Nam Á, do phụ thuộc một phần nhập khẩu dầu thô và sản phầm dầu thành phầm, cùng với đó là 100% lượng LNG nhập khẩu hiện đang chịu sự biến động mạnh của thị trường LNG giao ngay (LNG spot market).

- Cuộc khủng hoảng không chỉ là một sự kiện đơn lẻ - phơi bày điểm yếu có tính cấu trúc trong hệ thống năng lượng Việt Nam, điểm yếu này sẽ trầm trọng hơn đến năm 2030 khi ngành điện tăng cường khai thác LNG nhập khẩu theo lộ trình của Quy hoạch điện VIII điều chỉnh.

- Việt Nam sở hữu tiềm năng năng lượng tái tạo dồi dào - lượng bức xạ mặt trời cao, tài nguyên gió vượt trội, cùng năng lực triển khai hàng nghìn MW năng lượng tái tạo trong thời gian ngắn đã được chứng minh - những yếu tố then chốt để xây dựng một hệ thống năng lượng an toàn và tự chủ hơn.

- Đẩy nhanh triển khai điện mặt trời quy mô tập trung và mái nhà, kết hợp với hệ thống lưu trữ năng lượng (BESS), là phương thức nhanh nhất và hiệu quả nhất về chi phí để giảm thiểu rủi ro cho Việt Nam trước các cú sốc địa chính trị. Chi phí kết hợp điện mặt trời và lưu trữ hiện nay đã tương đương với nhiệt điện khí LNG, ngay cả khi chưa tính đến giá trị về mặt an ninh năng lượng.

- Xem xét chuyển đổi công năng các nhà máy nhiệt điện khí - từ vận hành chạy lưng, sang vận hành linh hoạt (flexible firming capacity) nhằm hỗ trợ điện mặt trời và giảm sự phụ thuộc vào rủi ro LNG nhập khẩu. Sự chuyển đổi này đòi hỏi các cơ chế thị trường mới (như chi trả theo công suất để đảm bảo tính khả thi về mặt thương mại cho các nhà máy).

- Báo cáo này đề xuất bốn nhóm gợi ý chính sách: (1) Tiếp tục phát triển cơ chế đấu thầu năng lượng tái tạo cạnh tranh nhằm giảm giá thành và đẩy nhanh tiến độ; (2) Hoàn thiện khung pháp lý hỗ trợ điện mặt trời mái nhà quy mô lớn; (3) Thiết lập cơ chế thị trường dựa trên công suất để ổn định lưới điện có tỷ trọng năng lượng tái tạo cao; và (4) Đa dạng hóa và nâng cao năng lực làm chủ chuỗi cung ứng để đảm bảo quá trình chuyển dịch năng lượng không tạo ra những điểm yếu mới.

- Dù eo biển Hormuz mở lại, rủi ro khí hậu, kinh tế và địa chính trị tác động đến nhiên liệu hóa thạch toàn cầu chỉ tăng thêm. Chiến lược an ninh năng lượng Việt Nam phải xuất phát từ thực tế này, với năng lượng tái tạo là trụ cột chính.

1. Khủng hoảng năng lượng toàn cầu: Tại sao Việt Nam đặc biệt dễ bị tác động?

Ngày 28/2/2026, Mỹ và Israel phối hợp tấn công Iran (chiến dịch Epic Fury). Iran đáp trả bằng phong tỏa eo biển Hormuz - nơi có 20% lượng dầu thô (đường biển) và 20% lượng LNG toàn cầu đi qua. Giá dầu thô tăng đến 126 USD/thùng, trên 40% so với thời điểm bắt đầu xung đột. Giá LNG khu vực châu Á (Japan-Korea Marker) tăng vọt 50% trong vòng 10 ngày. Phí bảo hiểm vận tải biển tăng mạnh, và Qatar tuyên bố bất khả kháng đối với các hợp đồng cung cấp LNG. Không thể kỳ vọng thị trường nhiên liệu hóa thạch toàn cầu trở lại như trước đây.

Cuộc khủng hoảng có tác động không giống nhau ở các quốc gia. Trung Quốc chỉ bị ảnh hưởng một phần do có nguồn năng lượng tái tạo nội địa quy mô lớn và dự trữ chiến lược, châu Âu đã triển khai các biện pháp điều tiết cầu khẩn cấp, song đối với các quốc gia có dư địa tài khóa hạn hẹp và năng lực dự trữ năng lượng thấp, cú sốc đang lan rộng qua lạm phát, tỷ giá hối đoái và chi phí năng lượng. Các nền kinh tế Đông Nam Á (bao gồm Việt Nam) chịu ảnh hưởng đặc biệt nặng nề. Theo phân tích của IEEFA: Phần lớn các nước châu Á không có hệ thống dự trữ khí ngầm và do đó phải mua LNG trên thị trường giao ngay, khiến họ cực kỳ nhạy cảm với biến động giá [1]. Việt Nam bắt đầu nhập khẩu LNG từ năm 2023 và thu mua phần lớn khối lượng LNG theo giá giao ngay, thuộc nhóm quốc gia chịu rủi ro tài chính lớn nhất.

Những hệ lụy này nhắc chúng ta nhớ đến các biến động sau cuộc xung đột Nga - Ukraine năm 2022: Khi châu Âu chấp nhận trả giá cao để tranh mua LNG, các quốc gia châu Á có thu nhập thấp hơn đã bị đẩy ra khỏi thị trường và buộc phải quay lại với điện than. Một cú sốc đối với một loại nhiên liệu hóa thạch nhất định có thể nhanh chóng tạo hiệu ứng dây chuyền sang toàn bộ hệ thống năng lượng hóa thạch, đặc biệt gây tổn thương cho các quốc gia Đông Nam Á vốn còn phụ thuộc lớn vào nguồn năng lượng nhập khẩu.

Việt Nam đang đứng trước một bước ngoặt quyết định: Ngành điện, chuỗi cung ứng nhiên liệu và năng lực lọc dầu đều đang bộc lộ những lỗ hổng đòi hỏi sự can thiệp khẩn cấp về mặt chính sách. Chúng tôi cho rằng, đây chính là thời điểm then chốt để năng lượng tái tạo hỗ trợ Việt Nam làm mới chương trình nghị sự về tự chủ an ninh năng lượng quốc gia.

2. Sự phụ thuộc vào nhiên liệu hóa thạch của Việt Nam - Một hệ thống điện đang chịu áp lực lớn:

Trong quá khứ, hệ thống điện Việt Nam dựa chủ yếu vào thủy điện trong nước với nguồn cung dồi dào và giá rẻ, chiếm hơn một nửa tổng công suất lắp đặt cho đến năm 2000. Hiện nay tỉ trọng công suất thủy điện đã giảm xuống còn 27% và sẽ tiếp tục giảm do gần cạn kiệt tiềm năng trong khi nhu cầu điện đã và sẽ tiếp tục tăng mạnh. Nhiệt điện than đã được tăng cường phát triển ở giai đoạn trước để bù đắp khoảng trống này, khiến Việt Nam chuyển từ một quốc gia xuất khẩu ròng sang nhập khẩu ròng than đá vào năm 2016, và trở thành quốc gia nhập khẩu than lớn thứ năm thế giới vào năm 2024 [2]. Điện than hiện chiếm 32% công suất lắp đặt và đóng góp khoảng một nửa tổng sản lượng điện sản xuất của Việt Nam năm 2025.

Những quan ngại về sự phụ thuộc vào điện than - từ việc chậm trễ tiến độ các dự án mới, hệ lụy của cú sốc giá than toàn cầu cho đến các áp lực về môi trường, đã thúc đẩy Việt Nam thực hiện các điều chỉnh, như thể hiện trong Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia. Theo đó, Việt Nam định hướng chuyển dịch sang điện tái tạo và điện khí, trong đó điện tái tạo được hoạch định mở rộng mạnh mẽ trong Quy hoạch điện VIII điều chỉnh [3], thể hiện cam kết nhất quán của Chính phủ đối với tiến trình chuyển dịch năng lượng.

Trước đó, điện mặt trời đã ghi nhận tốc độ phát triển đột phá với 16,6 GW công suất điện mặt trời quy mô tập trung và mái nhà được đưa vào vận hành chỉ trong vòng 3 năm (2018-2021). Theo quy hoạch, đến 2030 năng lượng tái tạo (không bao gồm thủy điện) sẽ chiếm tới 39,6 - 47,2% tổng công suất lắp đặt và đóng góp từ 28-36% tổng sản lượng điện sản xuất của toàn hệ thống.

Điện khí LNG có vai trò đệm trong chuyển dịch năng lượng và là một giải pháp dung hòa giữa mục tiêu an ninh năng lượng và giảm phát thải carbon của Việt nam. Tuy nhiên, chuyển dịch điện khí cũng đang vấp phải những rào cản lớn ngay từ giai đoạn khởi đầu, bao gồm hạ tầng nhập khẩu chưa đồng bộ, rủi ro tỷ giá theo các hợp đồng mua bán điện (PPA) và sự bấp bênh của thị trường năng lượng thế giới. Những thách thức này càng trở nên cấp bách khi các xung đột địa chính trị tại Ukraine và Iran đã biến những lo ngại về biến động thị trường thành những rủi ro hiện hữu, trực tiếp đe dọa đến tính bền vững của hệ thống.

Hình 1: Cơ cấu nguồn điện Việt Nam năm 2025 và quy hoạch năm 2030. (Nguồn: Quy hoạch điện VIII điều chỉnh).

Hiện nay, tỷ trọng phát điện từ khí và dầu trong hệ thống điện Việt Nam tuy ở mức khiêm tốn, nhưng lại nắm giữ vai trò chiến lược đặc biệt quan trọng. Theo dữ liệu vận hành năm 2025 [3] của Công ty TNHH MTV Vận hành Hệ thống điện và Thị trường điện Quốc gia (NSMO): Các nguồn nhiệt điện khí (khí nội địa, LNG nhập khẩu) và dầu DO đóng góp khoảng 20 TWh trên tổng sản lượng 323 TWh, tương đương 6% cơ cấu sản lượng điện quốc gia. Trong đó, việc sử dụng LNG còn khá hạn chế với mức tiêu thụ khoảng 0,48 tỷ m³, chủ yếu phục vụ công tác vận hành thử nghiệm và nghiệm thu hai nhà máy điện LNG đầu tiên của Việt Nam (Nhơn Trạch 3 và 4). Hai nhà máy này, với tổng công suất 1.624 MW, đã đi vào hoạt động chính thức từ đầu năm 2026 và dự kiến cần khoảng 1,1-1,2 tỷ m³ LNG năm 2026, tương ứng với sản lượng dự kiến 9 TWh. Lưu ý rằng: Năm 2025 ghi nhận một mức tăng trưởng phụ tải khá thấp so với mức trung bình (thực tế đạt 4,8% so với dự báo là 12%).

Về khía cạnh cung ứng nhiên liệu, bức tranh năng lượng bộc lộ những điểm yếu về mặt cấu trúc: Việt Nam hiện chưa thể tự chủ được bất kỳ loại nhiên liệu lỏng trọng yếu nào. Tỷ lệ tự túc dầu thô chỉ đạt khoảng 50% (do lượng dầu khai thác trong nước không đủ), trong đó Nhà máy Lọc dầu Nghi Sơn - đơn vị đảm nhận phần lớn sản lượng lọc dầu trong nước đang phụ thuộc nặng nề vào dầu thô nhập khẩu từ Kuwait (chiếm hơn 80% nguyên liệu đầu vào). Đối với các sản phẩm dầu thành phẩm (xăng, DO, Jet A1, FO), mức tự túc đạt khoảng 70%. Riêng với LNG là 0% - Việt Nam hiện phải nhập khẩu hoàn toàn (Bảng 1).

Bảng 1: Sự phụ thuộc của Việt Nam vào nhiên liệu hóa thạch (tổng hợp từ số liệu của Tổng cục Hải quan [4] và Bộ Công Thương):

Đối với năm 2026, NSMO đã xác định các kịch bản thách thức của hệ thống ngay từ trước khi cuộc khủng hoảng hiện tại diễn ra. Cụ thể, trong kịch bản phụ tải tăng trưởng cao, khu vực miền Bắc có nguy cơ đối mặt với tình trạng thiếu hụt công suất trong các giờ cao điểm mùa khô; trong khi đó, khu vực miền Nam được dự báo là dễ bị tổn thương trước tình trạng thiếu hụt LNG và dầu FO, dẫn đến nguy cơ điều hòa phụ tải trên diện rộng trong các khung giờ cao điểm. NSMO cũng lưu ý rằng [5]: Các nhà máy sử dụng than nhập khẩu có thể gặp khó khăn về nguồn cung do kế hoạch cắt giảm sản lượng than của Indonesia - một trong những nhà cung cấp than chính cho Việt Nam, cùng những gián đoạn tiềm tàng từ các cuộc xung đột đang tiếp diễn tại Trung Đông.

Hướng tới tầm nhìn năm 2030, mức độ phụ thuộc của Việt Nam vào LNG nhập khẩu cho sản xuất điện sẽ còn sâu sắc hơn. Các nguồn điện khí LNG và các nguồn điện khí tự nhiên nội địa được quy hoạch đạt tổng công suất lắp đặt lần lượt là 22.524 MW và 14.930 MW năm 2030. Các nguồn điện này đóng góp xấp xỉ 18,6% tổng công suất hệ thống trong kịch bản phụ tải cao - một tỷ trọng mà toàn bộ khả năng vận hành đều phụ thuộc vào các mỏ khí nội địa đang dần suy kiệt, hoặc nguồn LNG nhập khẩu hoàn toàn từ thị trường thế giới.

Cần nhắc lại, năm 2022, sau khi xung đột Nga - Ukraine bắt đầu, giá LNG giao ngay tại thị trường châu Á đạt mức trung bình 34 USD/MMBtu, cao gấp đôi so với mức trung bình năm 2021, và có thời điểm lập đỉnh ở mức 60-70 USD/MMBtu, gây sụt giảm nhu cầu tiêu thụ LNG toàn khu vực; đồng thời buộc các chính phủ phải chi trả trợ giá nhiên liệu, tăng giá điện và khiến các đơn vị điện lực rơi vào tình trạng thua lỗ nặng nề.

Những gián đoạn tại eo biển Hormuz hiện nay đã khiến lưu lượng LNG qua eo biển này sụt giảm và giá khí tại châu Á leo thang. Đối với Việt Nam - quốc gia mà điện LNG tham gia đến 12% công suất lắp đặt đến 2030, biến động giá này đang tạo ra một thách thức sống còn đối với chiến lược an ninh năng lượng quốc gia (Xem Hộp thông tin: Ngành điện trong gọng kìm chi phí).

3. Động thái của Việt Nam trước khủng hoảng năng lượng:

Việt Nam đã có những phản ứng nhanh chóng trước cuộc khủng hoảng hiện nay (chủ yếu thông qua việc kết hợp các biện pháp ngoại giao, tài chính và điều tiết) nhằm đa dạng hóa nguồn nhập khẩu nhiên liệu ngắn hạn; đồng thời giảm bớt áp lực cho cả người tiêu dùng và các doanh nghiệp nhập khẩu nhiên liệu (Bảng 2). Tuy nhiên, phần lớn các giải pháp này mới dừng lại ở mức độ ứng phó ngắn hạn trước một cuộc khủng hoảng tức thời, chưa tạo thành một phương án giải quyết toàn diện trong dài hạn. Trong bối cảnh cuộc khủng hoảng hiện nay vẫn chưa có hồi kết rõ ràng và các cú sốc địa chính trị tương tự đang ngày càng xuất hiện với tần suất dày đặc hơn, một chiến lược an ninh năng lượng cập nhật sẽ là chìa khóa giúp Việt Nam củng cố khả năng chống chịu của mình.

Bảng 2: Các biện pháp ứng phó của Việt Nam trong ngắn hạn:

4. Năng lượng tái tạo - Lời giải cho bài toán tốc độ, chi phí và an ninh năng lượng:

Việt Nam sở hữu những thuận lợi về địa lý với bức xạ mặt trời dồi dào tại khu vực miền Trung và miền Nam, nguồn tài nguyên gió dồi dào, cùng thị trường điện mặt trời mái nhà phát triển vào hàng nhanh nhất thế giới. Đây là những điều kiện lý tưởng để triển khai nhanh chóng các nguồn năng lượng tái tạo. Mỗi đơn vị điện năng được tạo ra từ năng lượng sạch đều trực tiếp cắt giảm nhu cầu nhập khẩu nhiên liệu hóa thạch. Mặc dù điện gió và điện mặt trời có tính biến thiên, nhưng có thể được ổn định nhờ việc kết hợp với hệ thống lưu trữ năng lượng. Với chi phí phát điện trung bình điện mặt trời khoảng 39-50 USD/MWh và chi phí lưu trữ bình quân (LCOS) của BESS ở mức 115-254 USD/MWh, tổng chi phí thực tế (tương ứng với một mức độ % lưu trữ đáng kể) vẫn có khả năng cạnh tranh tương đương với điện khí LNG - khi giá LNG giao ngay 19-21 USD/MMBtu đã đẩy phần chi phí nhiên liệu lên trên 130 USD/MWh và theo đó là một mức tổng chi phí phát điện thực tế cao hơn đáng kể.

Năng lượng tái tạo không chỉ “xanh hơn”, mà ngày càng có lợi thế cạnh tranh; đồng thời mang lại khả năng “miễn dịch” tốt hơn trước những biến động giá nhiên liệu và các cú sốc từ bên ngoài. Giới công nghiệp đang bắt đầu nhận thức rõ sự thay đổi trong bài toán kinh tế cung ứng năng lượng tại Việt Nam. Điển hình là VinEnergo đã đề xuất chuyển đổi dự án điện khí LNG Hải Phòng có tổng mức đầu tư 6,77 tỷ USD (chưa có chi phí nhiên liệu) thành tổ hợp điện mặt trời kết hợp BESS tổng mức đầu tư 25 tỷ USD. Lý do được đưa ra là những rủi ro cực lớn về giá LNG từ việc đóng cửa eo biển Hormuz và sự sụt giảm năng lực xuất khẩu của Qatar [5].

Điện mặt trời còn sở hữu một lợi thế chiến lược về tốc độ phát triển, điều đã được minh chứng qua giai đoạn bùng nổ điện mặt trời 2019-2020 tại Việt Nam (Xem Hộp thông tin: Lợi thế về tốc độ phát triển của điện mặt trời). Khác với các nhà máy điện khí mới, hay các kho cảng nhập khẩu LNG - vốn đòi hỏi nhiều năm để hoàn tất thủ tục cấp phép, xây dựng và phát triển hạ tầng - các dự án điện mặt trời quy mô tập trung và mái nhà có thể được đưa vào vận hành chỉ trong vòng vài tháng. Bản thân tốc độ triển khai này đã chính là một tài sản của an ninh năng lượng.

Việt Nam nên ưu tiên tối đa hóa việc triển khai điện mặt trời quy mô tập trung và điện mặt trời mái nhà - coi đây là hình thức bổ sung nguồn điện mới có chi phí thấp nhất và tốc độ nhanh nhất. Các công nghệ này vốn đã có lợi thế cạnh tranh về giá (ngay cả khi chưa tính đến giá trị về an ninh năng lượng mà chúng mang lại). Một lộ trình đầy tham vọng thông qua việc đấu thầu cạnh tranh điện mặt trời, với các cơ chế đấu giá và hợp đồng mua bán điện (PPA) được thiết kế bài bản, có thể bổ sung hàng gigawatt công suất chỉ trong vài tháng, đến vài năm, giúp giảm dần các nguồn phát điện từ nhiên liệu hóa thạch đắt đỏ và phụ thuộc vào nhập khẩu, từ đó giảm thiểu cả chi phí lẫn rủi ro địa chính trị.

Bảng 3: Lợi thế về tốc độ phát triển của điện mặt trời (nhóm tác giả tổng hợp dựa trên dữ liệu từ BNEF, Ember, IRENA và Bộ Công Thương):

Rủi ro chuỗi cung ứng đối với năng lượng tái tạo:

Quá trình chuyển dịch năng lượng giúp Việt Nam giảm bớt sự lệ thuộc vào các cú sốc giá nhiên liệu hóa thạch, nhưng nó lại có khả năng làm trầm trọng thêm những điểm yếu liên quan đến sự phụ thuộc vào thiết bị và công nghệ nhập khẩu. Mặc dù các công nghệ phát điện cốt lõi như tấm pin mặt trời, tế bào pin lưu trữ, tua bin, bộ nghịch lưu (inverter) và hệ thống điều khiển chủ yếu được sản xuất bên ngoài vùng xung đột Trung Đông, chúng vẫn chịu tác động gián tiếp từ chiến tranh, bao gồm chi phí vận tải tăng cao, phí bảo hiểm hàng hải đắt đỏ, các điều kiện tài chính thắt chặt hơn và tâm lý kinh doanh thận trọng từ các nhà cung cấp. Những áp lực này ảnh hưởng đến tất cả các công nghệ phát điện ở những mức độ khác nhau. Trong khi Việt Nam chưa sản xuất được các thiết bị phát điện cốt lõi, điều này đồng nghĩa với việc khó có thể tự tách mình ra khỏi những gián đoạn cung ứng này.

Tuy nhiên, đặc trưng rủi ro lại không đồng nhất giữa các loại hình công nghệ (như được thể hiện qua phân tích sơ bộ của chúng tôi trong Bảng 4). Điện mặt trời quy mô lớn và BESS có mức độ nhạy cảm của chuỗi cung ứng tương đối thấp, do các thành phần của chúng có tính mô-đun cao, được tiêu chuẩn hóa và được sản xuất rộng rãi tại nhiều thị trường khác nhau. Điện gió trên đất liền cũng cho thấy khả năng chống chịu ở mức trung bình, mặc dù một số bộ phận như cánh quạt dài và trụ tháp vẫn đòi hỏi các dịch vụ vận chuyển và hậu cần chuyên dụng. Tua bin khí và tua bin hơi cũng chịu ảnh hưởng trung bình từ các hạn chế về vận tải biển, nhưng lại phụ thuộc vào một số ít các nhà sản xuất thiết bị gốc (OEM) đối với các thiết bị cốt lõi, điều này có thể dẫn đến rủi ro do sự tập trung nguồn cung quá mức.

Ngược lại, điện gió ngoài khơi, thiết bị điện hạt nhân và các tua bin thủy điện lớn lại chịu rủi ro cao hơn đáng kể. Điện gió ngoài khơi phụ thuộc vào các thành phần siêu trường, siêu trọng, vốn cực kỳ nhạy cảm với những gián đoạn vận tải biển toàn cầu và sự khan hiếm của các tàu chuyên dụng; các tua bin thủy điện lớn vốn có tải trọng rất lớn (chịu áp lực nước), thường được thiết kế riêng biệt cho từng địa điểm và sản xuất liền khối (bánh xe công tác), khiến chúng rất khó thay thế, hoặc chia nhỏ để vận chuyển; trong khi đó, các dự án điện hạt nhân lại phụ thuộc vào những hệ thống chuyên dụng cao, tích hợp chặt chẽ với số lượng nhà cung cấp hạn chế và thời gian chờ đợi (lead time) kéo dài, làm tăng mức độ tổn thương trước các biến động địa chính trị và hạn chế về nguồn cung.

Đối với chiến lược an ninh năng lượng ngắn hạn của Việt Nam, sự phân hóa này đóng vai trò rất quan trọng. Việc ưu tiên các công nghệ có rủi ro chuỗi cung ứng thấp hơn, đặc biệt là điện mặt trời quy mô tập trung tích hợp BESS, không chỉ mang lại lộ trình triển khai nhanh nhất, mà còn tạo ra khả năng “miễn dịch” tốt nhất trước những tác động cộng hưởng từ các bất ổn địa chính trị.

Bảng 4: Các rủi ro chuỗi cung ứng do tác động của chiến tranh đối với các công nghệ phát điện đang vận hành, hoặc phát triển tại Việt Nam:

(1). "Middle East Conflict Tilts Aluminum Risks Further to the Upside," Investing.com, April, 2026, https://www.investing.com/analysis/middle-east-conflict-tilts-aluminum-risks-further-to-the-upside-200676024

(2). "Port Congestion Report - 1 April 2026," Everstream Analytics, accessed April 6, 2026, https://www.everstream.ai/risk-centers/port-congestion-report-1-april-2026/

(3). PortCast, "Strait of Hormuz Shipping Disruption: Live Information on Port Congestion," accessed April, 2026.

(4). Maersk, "Introduction of Temporary Emergency Bunker Surcharge (EBS)," April 2026

(5). The Chinese Aluminium Sector: Challenges and Opportunities for Decarbonisation," Transition Asia, accessed April 2026, https://transitionasia.org/the-chinese-aluminium-sector-challenges-and-opportunities-for-decarbonisation/

Đón đọc Kỳ 2...

NHÓM TÁC GIẢ: TRẦN HUỲNH NGỌC, TAREK KETELSEN, KHA NGUYỄN, LOAN LƯƠNG, BECKY-JAY HARRINGTON

Tài liệu tham khảo:

[1] Institute for Energy Economics and Financial Analysis, “Iran tensions underscore the urgency of Asia’s renewables pivot for macroeconomic stability,” March 2026. [Online]. Available: https://ieefa.org/resources/iran-tensions-underscore-urgency-asias-renewables-pivot-macroeconomic-stability.

[2] International Energy Agency, “Coal mid-year update 2025,” 2025. [Online]. Available: https://www.iea.org/reports/coal-mid-year-update-2025/trade.

[3] National System and Market Operator (NSMO), “Hệ thống điện Việt Nam (Vietnam power system),” [Online]. Available: https://www.nsmo.vn/HeThongDien. [Accessed April 2026].

[4] Vietnam Customs, “Vietnam’s goods export and import situation in December and 2025.,” Jan 2026. [Online]. Available: https://www.customs.gov.vn/index.jsp?

[5] Báo Pháp Luật, “Áp lực cung ứng điện mùa khô 2026 gia tăng trước nguy cơ nắng nóng cực đoan [Power supply pressure in the 2026 dry season amid extreme heat risk].,” [Online]. Available: https://plo.vn/ap-luc-cung-ung-dien-mua-kho-2026-gia-tang-truoc-nguy-co-nang-nong-cuc-.

[6] Reuters, “Exclusive: Vingroup proposes scrapping LNG-powered plant plan for renewables amid Iran war, document shows.,” 2026.

[7] Future of Electricity - Vietnam (FE-V) program, “Harnessing the power of distributed energy resources in Vietnam,” 2024. [Online]. Available: https://www.fe-vietnam.info/.

[8] T. E. K. Show, “How bad could the Iran oil crisis get?,” March 2026. [Online]. Available: [Audio podcast]. Spotify. https://open.spotify.com/episode/1TRZgqibMpsIPx9SczsQR2.

[9] P. M. o. Vietnam, “Decision No. 768/QD-TTg approving the Adjustment of the National Power Development Plan for the 2021–2030 period, with a vision to 2050,” Hanoi, 2025.

[10] Tạp chí Năng lượng Việt Nam, “Tập đoàn Điện lực Việt Nam năm 2022 - Thử thách hướng phát triển,” 1 2023. [Online]. Available: https://nangluongvietnam.vn/tap-doan-dien-luc-viet-nam-nam-2022-thu-thach-huong-phat-trien-30102.html.