Giải pháp an ninh năng lượng quốc gia [kỳ 2]: Trung tâm LNG và điện gió ngoài khơi Việt Nam, ASEAN

Giải pháp an ninh năng lượng quốc gia [kỳ 1]: Phân tích tổng quan năng lượng tái tạo Việt Nam Nghị quyết số 70-NQ/TW ngày 20/8/2025 của Bộ Chính trị là văn bản định hướng chiến lược về bảo đảm an ninh năng lượng quốc gia của Việt Nam đến năm 2030, tầm nhìn đến năm 2045. Nghị quyết nhấn mạnh việc chuyển đổi sang quan niệm “bảo đảm vững chắc và chủ động an ninh năng lượng”, thay vì chỉ tập trung vào “cung ứng”. Câu hỏi đặt ra là “làm như thế nào” để hiện thực hóa định hướng chiến lược? Tạp chí Năng lượng Việt Nam giới thiệu chuyên đề phân tích về “Các giải pháp đảm bảo an ninh năng lượng quốc gia của Việt Nam”. Chuyên đề bao gồm: [1] Tổng quan năng lượng tái tạo Việt Nam và một số nhận xét - [2] Trung tâm LNG và điện gió ngoài khơi Việt Nam, ASEAN - [3] Mở rộng lưới điện thông minh để tăng khả năng xuất khẩu điện - [4] Nâng cao hiệu quả sử dụng năng lượng trong nền kinh tế - [5] Quản trị rủi ro trong nhập khẩu nhiên liệu - [6] Tổ chức lại ngành điện - [7] Phân cấp rõ ràng và phân quyền cụ thể.

I. Phát triển điện gió ngoài khơi của Việt Nam:

1. Nhận xét:

Điện gió ngoài khơi đang trở thành một trong những trụ cột của quá trình chuyển dịch năng lượng toàn cầu hướng tới phát thải ròng bằng “0”. Việt Nam, với đường bờ biển dài hơn 3.200 km, tiềm năng gió biển tương đối tốt và vị trí địa lý thuận lợi trong khu vực châu Á - Thái Bình Dương, được đánh giá là có khả năng phát triển công suất điện gió ngoài khơi lên tới 475 GW (theo ước tính của World Bank - 2021).

Vì vậy, điện gió ngoài khơi là một hướng đi chiến lược và tất yếu trong quá trình chuyển dịch năng lượng của Việt Nam, đóng góp quan trọng cho mục tiêu Net Zero 2050. Tuy nhiên, để giải pháp này thành công, Việt Nam cần sớm hoàn thiện thể chế, phát triển hạ tầng, nâng cao năng lực nội địa hóa và thiết lập cơ chế tài chính dài hạn.

2. Phân tích:

2.1. Điểm mạnh:

2.1.1. Tiềm năng tài nguyên gió dồi dào và chất lượng cao:

- Tốc độ gió trung bình ở vùng biển phía Nam và miền Trung đạt 7÷9 m/s ở độ cao 100 m, phù hợp cho tua bin công suất lớn (> 10 MW).

- Nhiều khu vực có độ sâu nhỏ hơn 60 m, thuận lợi cho mô hình móng cố định (fixed-bottom foundation).

2.1.2. Vị trí địa lý chiến lược và bờ biển dài:

- Đường bờ biển trải dài từ Bắc tới Nam giúp đa dạng hóa vị trí dự án, giảm rủi ro khí hậu và thuận tiện cho phân bổ lưới điện khu vực.

- Vị trí gần các trung tâm phụ tải lớn (TP. Hồ Chí Minh, Hải Phòng, Đà Nẵng) giúp giảm chi phí truyền tải dài.

2.1.3. Cam kết mạnh mẽ của Chính phủ về chuyển dịch năng lượng:

- Việt Nam đã tham gia sáng kiến JETP (Just Energy Transition Partnership) và cam kết đạt Net Zero vào năm 2050.

- Quy hoạch điện VIII điều chỉnh (2025) dành tỷ trọng lớn cho năng lượng tái tạo, đặc biệt là điện gió ngoài khơi (6 GW trước 2030).

2.1.4. Kinh nghiệm tích lũy từ các dự án điện gió trên bờ:

Các nhà đầu tư trong nước như Trung Nam, BCG, hay nước ngoài như Ørsted, CIP, Equinor đã có bước tiếp cận ban đầu, tạo nền tảng kỹ thuật và quản trị.

2.2. Điểm yếu:

2.2.1. Hạn chế về hạ tầng kỹ thuật và chuỗi cung ứng:

- Việt Nam chưa có cảng chuyên dụng cho lắp ráp thiết bị gió ngoài khơi, chưa phát triển hệ thống nhà máy sản xuất móng trụ, cánh quạt, cáp ngầm quy mô lớn.

- Thiếu tàu chuyên dụng (installation vessel) và thiết bị vận chuyển siêu trường siêu trọng.

2.2.2. Thiếu khung pháp lý và cơ chế định giá ổn định:

- Hiện chưa có Cơ chế giá FIT, hoặc Hợp đồng chênh lệch (CfD) dành riêng cho điện gió ngoài khơi.

- Quy trình cấp phép khảo sát biển, sử dụng không gian biển còn chồng chéo giữa Bộ Tài nguyên và Môi trường - Bộ Công Thương.

2.2.3. Năng lực kỹ thuật, nhân lực và nghiên cứu còn hạn chế:

- Hầu hết công nghệ, thiết kế và quản lý dự án phụ thuộc vào đối tác nước ngoài.

- Thiếu đội ngũ kỹ sư, nhà quản lý có kinh nghiệm trong điều kiện môi trường biển khắc nghiệt.

2.2.4. Khả năng kết nối lưới điện yếu:

Lưới truyền tải hiện nay chưa được thiết kế cho công suất lớn từ xa bờ; vùng Nam Trung bộ và Nam bộ thường xuyên quá tải đường dây.

2.2.5. Phân bổ tốc độ gió biến thiên theo mùa, thấp nhất hoặc mất hẳn vào tháng 4-5 khi nhu cầu phụ tải cao.

2.3. Cơ hội:

2.3.1. Xu thế toàn cầu hướng đến năng lượng xanh và an ninh năng lượng:

Điện gió ngoài khơi có thể giúp Việt Nam giảm phụ thuộc nhập khẩu than và khí hóa lỏng; đồng thời tăng tính tự chủ năng lượng.

2.3.2. Thu hút đầu tư quốc tế và chuyển giao công nghệ:

- Các tập đoàn năng lượng lớn (Ørsted, CIP, Equinor, Shell) đang tìm kiếm cơ hội tại Đông Nam Á, trong đó Việt Nam là điểm đến tiềm năng hàng đầu.

- Các cơ chế tài chính xanh, như JETP, Quỹ khí hậu xanh (GCF), có thể cung cấp nguồn vốn ưu đãi.

2.3.3. Phát triển công nghiệp hỗ trợ và việc làm xanh:

Dự kiến mỗi GW điện gió ngoài khơi có thể tạo ra khoảng 7.000-8.000 việc làm trực tiếp và gián tiếp, thúc đẩy các ngành thép, cơ khí, dịch vụ hàng hải.

2.3.4. Kết hợp với phát triển hydrogen xanh và trung tâm năng lượng biển:

Điện gió ngoài khơi có thể kết hợp sản xuất hydrogen xanh phục vụ xuất khẩu, hoặc công nghiệp nặng (thép, amoniac xanh).

2.4. Thách thức:

2.4.1. Chi phí đầu tư và rủi ro tài chính cao:

- Tổng chi phí đầu tư khoảng 2,5÷3,5 triệu USD/MW, gấp 2÷3 lần so với điện gió trên bờ.

- Rủi ro biến động giá vật liệu, lãi suất và tỷ giá có thể ảnh hưởng đến hiệu quả tài chính.

2.4.2. Điều kiện tự nhiên phức tạp và rủi ro thiên tai:

- Biển Đông có mùa bão và dòng chảy mạnh; yêu cầu kỹ thuật cao cho móng trụ và cáp ngầm.

- Các yêu cầu về bảo trì, an toàn lao động và môi trường biển nghiêm ngặt.

2.4.3. Cạnh tranh khu vực gia tăng: Các quốc gia như Philippines, Thái Lan, Hàn Quốc và Nhật Bản đều đang triển khai chiến lược quốc gia về điện gió ngoài khơi, cạnh tranh thu hút vốn và công nghệ.

2.4.4. Rủi ro xã hội - môi trường:

- Xung đột lợi ích không gian biển (ngư nghiệp, quốc phòng, du lịch).

- Yêu cầu đánh giá tác động môi trường nghiêm ngặt và sự đồng thuận cộng đồng địa phương cao.

II. Định hướng chiến lược:

Từ phân tích trên, Việt Nam có thể xây dựng chiến lược phát triển điện gió ngoài khơi với 4 nội dung chính:

Mục đích	Nội dung	Định hướng hành động chiến lược cụ thể
Tận dụng điểm mạnh để khai thác cơ hội	Phát triển chủ động và dẫn dắt khu vực	- Ưu tiên phát triển các cụm dự án mẫu (500÷1.000 MW) tại Bình Thuận, Ninh Thuận. - Xây dựng trung tâm công nghiệp gió ngoài khơi: cảng, nhà máy, trung tâm R&D. - Hợp tác quốc tế để chuyển giao công nghệ và chuẩn hóa kỹ thuật.
Khắc phục điểm yếu để nắm bắt cơ hội	Hoàn thiện thể chế và năng lực quốc gia	- Ban hành Luật Năng lượng tái tạo, cơ chế CfD/FIT ổn định. - Triển khai chương trình PPP và quỹ tín dụng xanh hỗ trợ nội địa hóa thiết bị. - Đào tạo kỹ sư, chuyên gia vận hành – bảo trì; phát triển chương trình đại học chuyên ngành điện gió ngoài khơi.
Dựa trên điểm mạnh để giảm thiểu thách thức	Tăng cường khả năng chống chịu và quản trị rủi ro	- Quy hoạch không gian biển tích hợp (Marine Spatial Planning). - Thiết kế tua-bin và nền móng phù hợp điều kiện sóng – gió Biển Đông. - Xây dựng quỹ bảo hiểm rủi ro và tiêu chuẩn an toàn kỹ thuật quốc gia.
Giảm thiểu điểm yếu và tránh thách thức	Phòng vệ và thích ứng có kiểm soát	- Đa dạng hóa nguồn vốn (ODA, tín dụng xanh, trái phiếu khí hậu). - Tăng cường nghiên cứu trong nước về vật liệu và thiết kế móng trụ. - Phát triển lưới truyền tải 500 kV ven biển và hệ thống lưu trữ năng lượng (BESS, hydrogen).

III. Kết luận về phát triển điện gió ngoài khơi:

1. Phân tích trên cho thấy: Phát triển điện gió ngoài khơi tại Việt Nam hội tụ đầy đủ các điều kiện để trở thành ngành công nghiệp mũi nhọn, song vẫn đối mặt với rào cản thể chế, tài chính và hạ tầng.

2. Giải pháp chiến lược trọng tâm là:

- Thể chế hóa cam kết Net Zero bằng các công cụ chính sách cụ thể (CfD, luật năng lượng tái tạo).

- Phát triển cụm công nghiệp - cảng - đào tạo tích hợp.

- Xây dựng năng lực nội địa hóa chuỗi cung ứng.

- Hình thành mạng lưới hợp tác quốc tế về công nghệ và tài chính xanh.

Nếu được triển khai đồng bộ, Việt Nam có thể đạt mục tiêu 6 GW điện gió ngoài khơi vào năm 2030 và 30÷50 GW vào năm 2050, trở thành trung tâm năng lượng biển của Đông Nam Á.

IV. Phát triển trung tâm LNG, năng lượng tái tạo (NLTT) và hydrogen xanh của khu vực ASEAN:

1. Tiện cận chung:

1.1. Cơ sở hình thành giải pháp:

1.1.1 Vị trí địa lý chiến lược: Việt Nam nằm ở trung tâm Đông Nam Á, sát các tuyến hàng hải quốc tế quan trọng (Biển Đông, eo biển Malacca), thuận lợi trở thành điểm trung chuyển LNG và năng lượng.

1.1.2. Tiềm năng tự nhiên:

- LNG: Các cảng nước sâu (Vũng Tàu, Nghi Sơn, Vân Phong…) phù hợp cho tàu LNG cỡ lớn.

- Điện gió ngoài khơi: Miền Trung và Nam bộ có tiềm năng >500 GW.

- Điện mặt trời: Bức xạ cao, 2.000÷2.500 giờ nắng/năm.

1.1.3. Nhu cầu khu vực: Nhật Bản, Hàn Quốc, Singapore thiếu đất, phụ thuộc nhập khẩu điện xanh/hydrogen/LNG → Việt Nam có thể xuất khẩu.

- Cam kết Net Zero 2050 và tham gia JETP giúp thu hút vốn, công nghệ quốc tế.

2. Cơ hội trong triển khai:

- LNG: Việt Nam có thể vừa nhập LNG để đảm bảo an ninh năng lượng, vừa trung chuyển cho khu vực (thị trường Philippines, Campuchia, Lào).

- NLTT: Trở thành “pin năng lượng” của khu vực nhờ điện gió ngoài khơi, điện mặt trời quy mô lớn.

- Xuất khẩu năng lượng sạch: Dùng điện tái tạo sản xuất hydrogen/ammonia xanh để xuất khẩu sang Nhật Bản, Hàn Quốc, EU.

- Thu hút FDI: Nhiều tập đoàn quốc tế (Orsted, CIP, Shell, TotalEnergies) quan tâm phát triển năng lượng tại Việt Nam.

3. Thách thức cần giải quyết:

- Hạ tầng LNG: Kho cảng, đường ống, trạm tái hóa khí còn hạn chế, mới ở giai đoạn đầu.

- Lưới điện truyền tải: Chưa theo kịp tốc độ phát triển điện gió, mặt trời, đặc biệt tại miền Trung.

- Chi phí và vốn đầu tư: Dự án điện gió ngoài khơi, LNG terminal đều cần vốn hàng chục tỷ USD.

- Khung pháp lý: Chính sách còn thay đổi, cơ chế giá điện chưa phản ánh hết chi phí, cơ chế mua bán điện trực tiếp (DPPA) chưa hoàn thiện.

- Cạnh tranh trong khu vực: Singapore, Malaysia cũng đang định vị là hub LNG và hydrogen.

4. Đề xuất nội dung chính:

4.1. Trung tâm LNG khu vực:

- Phát triển các cảng LNG nước sâu (Vân Phong, Cái Mép - Thị Vải) thành điểm trung chuyển cho Đông Nam Á.

- Đầu tư hệ thống kho chứa LNG quy mô lớn, có thể vừa phục vụ trong nước vừa tái xuất.

- Kết nối đường ống LNG - khí khu vực (tới Thái Lan, Campuchia, Lào) để hình thành mạng lưới liên kết.

- Kết hợp LNG với điện khí chu trình hỗn hợp (CCGT) làm nguồn nền, hỗ trợ lưới khi tái tạo biến động.

4.2. Trung tâm năng lượng tái tạo:

- Đẩy mạnh điện gió ngoài khơi (30÷50 GW đến 2045), làm nền tảng sản xuất hydrogen xanh.

- Phát triển các khu năng lượng tái tạo tích hợp (gió + mặt trời + thủy điện tích năng + lưu trữ).

- Hình thành “cụm công nghiệp xanh”: Xuất khẩu điện/hydrogen/ammonia sang Nhật Bản, Hàn Quốc, Singapore.

- Tích hợp DPPA và Giấy chứng nhận năng lượng tái tạo (REC) để thu hút doanh nghiệp FDI (Samsung, Apple, Intel) tiêu thụ điện xanh.

4.3. Hạ tầng - công nghệ - tài chính:

- Đầu tư mạnh vào lưới điện 500 kV, siêu cao áp DC để truyền tải điện từ miền Trung ra/vào Bắc/Nam.

- Huy động vốn từ JETP, Climate Finance, PPP, kết hợp phát triển thị trường carbon.

- Ứng dụng công nghệ số (AI, IoT) trong dự báo phụ tải, điều độ hệ thống, tối ưu LNG + tái tạo.

5. Đánh giá triển vọng dài hạn: Nếu triển khai đồng bộ, Việt Nam có thể:

- Đến 2035: Trở thành hub LNG Đông Nam Á, đảm bảo an ninh năng lượng, nhập khẩu - tái xuất khẩu LNG.

- Đến 2045: Phát triển thành trung tâm năng lượng tái tạo khu vực, dẫn đầu về điện gió ngoài khơi và hydrogen xanh.

- Đến 2050: Kết hợp LNG (nguồn nền) và tái tạo (nguồn xanh), trở thành “trục năng lượng kép” vừa đáp ứng trong nước vừa xuất khẩu, góp phần định hình an ninh năng lượng khu vực.

V. Phân tích chiến lược phát triển trung tâm LNG, NLTT và hydrogen xanh:

Yếu tố	Nội dung
Điểm mạnh	- Vị trí địa lý chiến lược, sát tuyến hàng hải quốc tế, thuận lợi trung chuyển LNG. - Tiềm năng lớn về điện gió ngoài khơi & điện mặt trời. - Có một số cảng nước sâu (Vân Phong, Cái Mép, Nghi Sơn…) phù hợp xây terminal LNG. - Cam kết Net Zero 2050, được quốc tế hỗ trợ vốn – công nghệ. - Thị trường điện và nhu cầu năng lượng trong nước lớn, đảm bảo sức hút cho đầu tư.
Điểm yếu	- Hạ tầng LNG và lưới điện còn hạn chế, chưa đồng bộ. - Chính sách giá & khung pháp lý chưa ổn định, rủi ro cao cho nhà đầu tư. - Công nghiệp hỗ trợ, chuỗi cung ứng thiết bị còn yếu, phụ thuộc nhập khẩu. - Thiếu nhân lực chất lượng cao trong lĩnh vực LNG & năng lượng tái tạo. - Chi phí đầu tư lớn, khó huy động vốn dài hạn.
Cơ hội	- Xu hướng toàn cầu dịch chuyển sang LNG & năng lượng sạch. - Các nước trong khu vực (Nhật, Hàn, Singapore) có nhu cầu nhập khẩu điện xanh, hydrogen, LNG. - Nguồn tài chính khí hậu (JETP, GCF, WB, ADB) sẵn sàng hỗ trợ VN. - Công nghệ mới (lưu trữ, hydrogen, điện gió ngoài khơi) giảm chi phí nhanh. - Hội nhập quốc tế và thị trường carbon mở ra cơ hội thương mại năng lượng xanh.
Thách thức	- Cạnh tranh từ Singapore, Malaysia, Indonesia trong vai trò hub LNG/hydrogen. - Biến động giá LNG, rủi ro địa chính trị và thị trường quốc tế. - Rủi ro quá tải lưới, khó tích hợp năng lượng tái tạo biến động. - Phản ứng xã hội nếu chi phí điện từ LNG/tái tạo quá cao. - Nguy cơ chậm tiến độ nếu khung pháp lý không kịp cải cách.

VI. Giải pháp phát triển Trung tâm LNG, NLTT và hydrogen xanh:

1. Tận dụng điểm mạnh để phát huy cơ hội:

- Xây dựng các trung tâm LNG nước sâu kết nối khu vực, khai thác lợi thế địa lý.

- Phát triển cụm điện gió ngoài khơi quy mô lớn để sản xuất hydrogen xanh xuất khẩu.

- Tận dụng cam kết Net Zero và vị trí chiến lược để huy động vốn quốc tế.

2. Tận dụng điểm mạnh để khắc phục thách thức:

- Chủ động xây dựng hạ tầng LNG + tái tạo làm nguồn kép, giảm rủi ro biến động thị trường.

- Tận dụng vị trí địa lý + cảng nước sâu để cạnh tranh với Singapore, Malaysia.

- Kết hợp LNG (ổn định) và tái tạo (xanh) để cung cấp điện giá hợp lý, tránh áp lực xã hội.

3. Lợi dụng cơ hội để khắc phục điểm yếu:

- Dùng vốn quốc tế (JETP, Climate Finance) để đầu tư lưới điện và terminal LNG.

- Thu hút FDI vào chuỗi cung ứng tua bin gió, pin mặt trời, LNG equipment.

- Hợp tác đào tạo nhân lực với các tập đoàn năng lượng quốc tế.

- Áp dụng công nghệ số (AI, IoT) trong điều độ và dự báo công suất.

4. Giảm thiểu điểm yếu để giảm thách thức:

- Ban hành khung pháp lý ổn định, cơ chế giá minh bạch để giảm rủi ro đầu tư.

- Đa dạng hóa nguồn vốn (PPP, tín dụng xanh, quỹ khí hậu) để tránh phụ thuộc nợ công.

- Đẩy nhanh nội địa hóa thiết bị, đào tạo nhân lực để giảm phụ thuộc nhập khẩu.

- Quy hoạch lưới điện đồng bộ để hạn chế nguy cơ quá tải, chậm tiến độ.

VII. Kết luận về hình thành trung tâm năng lượng lai (LNG, NLTT + hydrogen xanh):

1. Việt Nam có vị thế địa lý đặc biệt thuận lợi để hình thành các trung tâm LNG và NLTT ở khu vực Đông Nam Á.

2. Tính khả thi phụ thuộc vào hạ tầng truyền tải, cơ chế giá điện, năng lực lưu trữ và thể chế thị trường.

3. Việt Nam có thể trở thành “hub năng lượng lai” (LNG làm nguồn nền ổn định + NLTT cung cấp năng lượng sạch cho công nghiệp và xuất khẩu điện khu vực).

4. Nếu có chính sách nhất quán và đầu tư chiến lược, việc hình thành trung tâm LNG - NLTT tại Việt Nam là khả thi cao, mang lại lợi thế địa kinh tế và an ninh năng lượng dài hạn.

Kỳ tới: Mở rộng lưới điện thông minh để tăng khả năng xuất khẩu điện...

PHAN NGÔ TỐNG HƯNG (VEA) VÀ NGUYỄN THÀNH SƠN (EPU)

Tài liệu tham khảo chính:

- Bộ Công Thương (2023), Quy hoạch điện VIII.

- World Bank (2021), Offshore Wind Roadmap for Vietnam.

- IRENA (2023), Renewable Energy Prospects for ASEAN.

- ADB (2022), Energy Transition in Vietnam: Pathways to Net Zero.

- EVN (2024), Vietnam Renewable Energy Annual Report.

- Reuters+1

- adb.org

- World Bank

- energytransitionpartnership.org

- Ørsted & CIP Reports (2023). Vietnam Offshore Wind Feasibility Assessment.