Sự gián đoạn các tuyến đường hàng hải chiến lược tại khu vực Trung Đông, đặc biệt là viễn cảnh một cuộc tấn công trực diện hoặc xung đột vũ trang quy mô lớn liên quan đến Iran, đặt ra rủi ro mang tính hệ thống và phi tuyến tính đối với nền kinh tế toàn cầu. Eo biển Hormuz, với vai trò là “yết hầu” năng lượng quan trọng nhất thế giới, hiện đang là nơi trung chuyển của khoảng 20 triệu thùng dầu thô và sản phẩm hóa dầu mỗi ngày, chiếm tới 25% tổng lưu lượng dầu mỏ thương mại đường biển toàn cầu. Hơn thế nữa, tuyến đường này còn là sinh lộ của 20% tổng lượng khí tự nhiên hóa lỏng (LNG) được giao dịch trên toàn thế giới, trong đó đại đa số (hơn 90%) nguồn cung xuất khẩu từ Qatar và Các Tiểu vương quốc Ả Rập Thống nhất (UAE) bắt buộc phải đi qua đây. Sự phong tỏa eo biển này, dù chỉ trong ngắn hạn, cũng sẽ tạo ra một cú sốc đình trệ nguồn cung không thể bù đắp bằng các tuyến đường vòng hoặc năng lực đường ống hiện hữu.
Với sự đứt gãy nguồn cung từ Trung Đông, nền kinh tế chịu tác động trực diện và nặng nề nhất chính là Cộng hòa Nhân dân Trung Hoa. Trung Quốc hiện là quốc gia tiếp nhận tới 37,7% tổng lượng dầu thô xuất khẩu đi qua Eo biển Hormuz, biến nước này trở thành thực thể có độ nhạy cảm cao nhất đối với các rủi ro địa chính trị tại vùng Vịnh. Nếu mục tiêu chiến lược của cuộc xung đột là cắt đứt Trung Quốc khỏi nguồn cung cấp dầu mỏ và khí đốt, kịch bản tiếp theo chắc chắn sẽ là một cuộc khủng hoảng năng lượng toàn diện bùng phát tại đại công xưởng thế giới.
Trung Quốc đã phần nào chuẩn bị cho kịch bản cú sốc dầu mỏ bằng việc thiết lập các kho dự trữ dầu mỏ chiến lược (SPR) khổng lồ với tổng dung lượng ước tính lên tới 1 tỷ thùng. Khối lượng dự trữ này cho phép Trung Quốc có thể duy trì hoạt động trong hơn nửa năm ngay cả khi Eo biển Hormuz bị phong tỏa hoàn toàn, chưa kể đến việc kích hoạt các quy trình phân phối nhiên liệu khẩn cấp. Các cơ quan quản lý Trung Quốc cũng đã bắt đầu các động thái phòng vệ từ sớm, điển hình là việc ban hành lệnh yêu cầu các nhà máy lọc dầu lớn nhất nước này đình chỉ xuất khẩu dầu diesel và xăng trong bối cảnh leo thang quân sự ở Trung Đông.
Tuy nhiên, mối đe dọa nền kinh tế Trung Quốc không nằm ở nhiên liệu vận tải, mà nằm ở hệ thống điện lực. Cơ cấu điện lưới của Trung Quốc dù dựa nhiều vào điện than, nhưng trong những năm gần đây đã chuyển hướng mạnh mẽ sang năng lượng tái tạo (điện gió và điện mặt trời). Để cân bằng sự biến thiên của năng lượng tái tạo, các nhà máy điện khí LNG đóng vai trò bộ đệm linh hoạt tối ưu, do khả năng hòa lưới và tăng giảm công suất tính bằng phút, ưu việt hơn hẳn so với hàng giờ đồng hồ của các nhà máy nhiệt điện than. Việc hạ tầng của QatarEnergy bị đình trệ sẽ cắt đứt khoảng 25 tỷ m3 khí (BCM) mỗi năm xuất khẩu sang Trung Quốc. Mặc dù con số này chỉ đáp ứng chưa tới 10% tổng nhu cầu khí đốt nội địa của Trung Quốc, Bắc Kinh vẫn có thể bù đắp thông qua việc tăng cường nhập khẩu khí đốt qua đường ống từ Turkmenistan, tăng cường khai thác nội địa và khôi phục hoạt động của các mỏ than.
Thế nhưng, thách thức lớn nhất của Trung Quốc là sự bùng nổ nhu cầu điện năng. Tốc độ tăng trưởng nhu cầu điện năng của Trung Quốc đạt mức 5% mỗi năm, tương đương với việc nền kinh tế này cần bổ sung hơn 500 TWh điện năng mới hàng năm – một mức tiêu thụ tương đương với toàn bộ hệ thống điện của Đức, nền kinh tế công nghiệp lớn nhất châu Âu. Lực kéo chính cho sự gia tăng này đến từ các khu vực kinh tế năng động nhất: ngành công nghiệp chế tạo, giao thông vận tải, thương mại, truyền thông và công nghệ thông tin (IT). Sự sụt giảm nguồn cung năng lượng sơ cấp toàn cầu diễn ra đồng thời với nhu cầu tiêu thụ điện năng tăng vọt – sẽ kích hoạt một cuộc khủng hoảng hệ thống điện tại Trung Quốc, đặc biệt là trong những tháng cao điểm mùa hè khi nhu cầu làm mát đạt đỉnh.
Đối với Việt Nam, một nền kinh tế có độ mở cực kỳ lớn và đang trong quá trình chuyển đổi năng lượng sâu sắc, cuộc khủng hoảng điện lực tại Trung Quốc do hệ lụy từ Trung Đông sẽ không chỉ dừng lại ở cú sốc giá năng lượng đơn thuần. Mối liên kết chặt chẽ về địa kinh tế, thương mại song phương và cơ sở hạ tầng năng lượng giữa Việt Nam và Trung Quốc sẽ tạo ra một chuỗi tác động dây chuyền đa chiều và phức tạp.
Hệ thống an ninh cung ứng xăng dầu của Việt Nam hiện đang duy trì ở trạng thái mỏng manh và dễ bị tổn thương trước các cú sốc cung cấp từ bên ngoài. Tính đến thời điểm hiện tại, tổng dung lượng của hệ thống dự trữ dầu thô và sản phẩm xăng dầu nội địa của Việt Nam chỉ đáp ứng được khoảng 56 ngày nhập khẩu ròng. Sự phân bổ của cấu trúc dự trữ này phản ánh những hạn chế nghiêm trọng về năng lực can thiệp của nhà nước trong các tình huống khẩn cấp. Cụ thể, trong tổng số 56 ngày dự trữ, phần lớn rủi ro được chuyển giao cho khu vực doanh nghiệp với 34 ngày thuộc về dự trữ thương mại của các thương nhân đầu mối, và 16 ngày thuộc về dự trữ tại các nhà máy sản xuất (Nhà máy Lọc hóa dầu Dung Quất và Nghi Sơn). Đáng quan ngại nhất, hệ thống dự trữ quốc gia – công cụ điều tiết vĩ mô tối thượng của Chính phủ – hiện chỉ đáp ứng vỏn vẹn 6 ngày nhập khẩu ròng và chỉ giới hạn ở các sản phẩm xăng dầu thành phẩm chứ chưa bao gồm dầu thô chiến lược.
Mặc dù Quy hoạch Tổng thể Năng lượng Quốc gia (2021-2030) đã thiết lập mục tiêu chiến lược nhằm nâng tổng mức dự trữ lên 80 ngày nhập khẩu ròng vào năm 2030 (bao gồm 15-20 ngày dự trữ quốc gia) và hướng tới 90 ngày sau năm 2030, nhưng trong bối cảnh ngắn hạn của năm 2025-2026, vùng đệm 56 ngày là hoàn toàn bất cập. Nếu kịch bản phong tỏa Eo biển Hormuz kéo dài quá một tháng, đẩy giá dầu Brent vượt mốc 100 USD/thùng như các mô hình dự báo rủi ro của S&P Global đã chỉ ra, Việt Nam sẽ rơi vào trạng thái cạn kiệt nguồn cung vật lý trước khi có thể thiết lập các kênh nhập khẩu thay thế.
Hệ sinh thái lọc hóa dầu nội địa của Việt Nam hiện được vận hành bởi hai trụ cột chính: Nhà máy Lọc dầu Dung Quất (BSR) và Nhà máy Lọc hóa dầu Nghi Sơn (NSRP). Tổng công suất thiết kế của hai nhà máy này đạt mức 16,5 triệu tấn mỗi năm, đáp ứng khoảng 70% nhu cầu xăng dầu của thị trường nội địa. Trong khi Nhà máy Lọc dầu Dung Quất (công suất hiện tại 6,5 triệu tấn/năm, tương đương 148.000 thùng/ngày, đang trong lộ trình nâng cấp lên 8,5 triệu tấn/năm hay 192.000 thùng/ngày) duy trì sự ổn định tương đối nhờ việc sử dụng 100% nguồn dầu thô Bạch Hổ nội địa trong giai đoạn 1, thì Nhà máy Nghi Sơn lại bộc lộ rủi ro đứt gãy rất cao.
Nhà máy Lọc hóa dầu Nghi Sơn, với công suất 200.000 thùng/ngày (tương đương 10 triệu tấn/năm) và cung cấp 35-40% thị phần xăng dầu nội địa, lại được thiết kế và vận hành dựa trên sự phụ thuộc gần như tuyệt đối vào nguồn dầu thô nhập khẩu từ Kuwait. Kuwait hiện là quốc gia xuất khẩu dầu mỏ lớn thứ năm qua Eo biển Hormuz, chiếm 10,1% tổng lưu lượng dầu thô và condensate trung chuyển qua yết hầu này. Trong kịch bản xung đột bao trùm Vùng Vịnh, các chuyến tàu chở dầu từ Kuwait sẽ bị phong tỏa, dẫn đến tình trạng bất khả kháng trong Hợp đồng Cung cấp Dầu thô (COSA) dài hạn của NSRP.
Nhận thức rõ rủi ro hiện hữu này, NSRP đã bắt đầu thử nghiệm đa dạng hóa giỏ dầu thô đầu vào. Vào tháng 12/2025, NSRP đã tiếp nhận chuyến hàng dầu thô phi-Kuwait đầu tiên với khối lượng xấp xỉ 1 triệu thùng dầu Das Blend. Lô dầu này đã trải qua các quy trình kiểm tra an toàn, hàng hải và kỹ thuật khắt khe trước khi được đưa vào chế biến thành công vào ngày 12/01/2026. Das Blend được lựa chọn nhờ đặc tính lọc dầu tối ưu, cung cấp tỷ lệ thu hồi các sản phẩm chưng cất trung và nhẹ cao hơn, đồng thời giảm thiểu lượng cặn sinh ra trong quá trình chế biến.
Theo định hướng vận hành năm 2026, NSRP đặt mục tiêu nhập khẩu gần 12,5 triệu tấn dầu thô để sản xuất xấp xỉ 9 triệu tấn sản phẩm xăng dầu. Chiến lược của NSRP là nhập khẩu thêm 10-12 triệu thùng dầu phi-Kuwait (tương đương 27.000 – 33.000 thùng/ngày) mỗi năm để tối ưu hóa công suất vận hành lên mức 120% so với thiết kế ban đầu, đặc biệt hữu ích trong các giai đoạn bảo dưỡng thay xúc tác tại phân xưởng khử lưu huỳnh cặn (RHDS). Tuy nhiên, mặc dù nỗ lực đa dạng hóa đã mang lại thành tựu kỹ thuật, cả Kuwait và UAE (nơi khai thác Das Blend) đều nằm sâu trong Vùng Vịnh và sử dụng Eo biển Hormuz làm lối thoát duy nhất cho các tàu chở dầu thô khổng lồ (VLCC). Do đó, sự đa dạng hóa về mặt chủng loại dầu thô chưa thể hóa giải được rủi ro địa chính trị cốt lõi về tuyến đường vận tải biển.
Khi Trung Quốc đối mặt với sự sụt giảm nguồn cung khổng lồ từ Trung Đông (khoảng hơn 37% lượng dầu mỏ chảy qua Hormuz hướng về Trung Quốc), Bắc Kinh sẽ phải sử dụng vị thế tài chính của mình để thu gom mọi lô dầu thô và sản phẩm tinh chế có sẵn trên thị trường giao ngay từ khu vực Đại Tây Dương, Châu Phi, Nga và Bắc Mỹ. Việc Trung Quốc ban hành lệnh cấm xuất khẩu dầu diesel và xăng tinh chế từ các nhà máy lọc dầu nội địa sẽ cắt đứt một nguồn cung ứng quan trọng cho khu vực châu Á, bao gồm cả Việt Nam.
Đối với Việt Nam, khi nguồn cung ứng dầu thô nội địa từ NSRP bị thiếu hụt, các thương nhân đầu mối lớn như Petrolimex và PVOIL sẽ buộc phải quay sang thị trường Singapore hoặc Hàn Quốc để nhập khẩu xăng dầu thành phẩm nhằm bù đắp khoảng trống. Tuy nhiên, trong bối cảnh giá cước vận tải biển tăng vọt do phí bảo hiểm chiến tranh và sự thiếu hụt nguồn cung giả tạo do Trung Quốc tích trữ, giá nhập khẩu sẽ vượt xa sức chịu đựng của các doanh nghiệp bán lẻ nội địa.
Hiệp hội Xăng dầu Việt Nam đã liên tục cảnh báo về sự cần thiết phải áp dụng các cơ chế định giá theo nguyên tắc thị trường để đảm bảo nguồn cung nội địa ổn định. Nếu chi phí nhập khẩu thực tế không được phản ánh đầy đủ và kịp thời vào giá bán lẻ do các chính sách kiềm chế lạm phát của nhà nước, các doanh nghiệp đầu mối sẽ phải gánh chịu những khoản lỗ khổng lồ, dẫn đến việc hạn chế hạn ngạch nhập khẩu. Cơ chế này có nguy cơ tái hiện nguyên vẹn cuộc khủng hoảng đứt gãy nguồn cung xăng dầu cục bộ từng làm tê liệt hoạt động kinh tế Việt Nam vào cuối năm 2022. Sự kết hợp giữa khan hiếm nguồn cung vật lý và biến dạng cơ chế giá bán lẻ sẽ tạo ra lạm phát chi phí đẩy, xâm nhập sâu vào chuỗi cung ứng logistics, đẩy giá thành sản xuất công nghiệp tăng cao và làm suy giảm năng lực cạnh tranh xuất khẩu của nền kinh tế.
Nguyên lý cơ bản của khủng hoảng năng lượng tại Trung Quốc là sự thiếu hụt các nguồn năng lượng sạch (khí đốt LNG) sẽ buộc quốc gia này phải tối đa hóa mọi công suất phát điện từ các nhà máy nhiệt điện than truyền thống nhằm tránh hệ lụy sụp đổ lưới điện trong thời gian cao điểm mùa hè. Mặc dù Trung Quốc là quốc gia sản xuất than lớn nhất thế giới, sức gia tăng phụ tải quá nhanh (trung bình thêm 500 TWh/năm) đòi hỏi nước này phải tăng cường nhập khẩu than từ thị trường quốc tế, đặc biệt là than nhiệt lượng thấp và trung bình từ Indonesia và Australia.
Sự gia tăng đột biến về nhu cầu của Trung Quốc sẽ phá vỡ trạng thái cân bằng mong manh của thị trường than vận tải biển tại khu vực Châu Á – Thái Bình Dương. Động thái này sẽ tác động tàn khốc đến hệ thống điện lực Việt Nam, vốn đã trải qua một sự chuyển dịch cấu trúc sâu sắc từ một quốc gia xuất khẩu than ròng (với mức xuất khẩu 20 triệu tấn năm 2010) sang vị thế một nước phụ thuộc sâu sắc vào than nhập khẩu.
Dữ liệu hải quan sơ bộ cho thấy lượng than nhập khẩu của Việt Nam đã tăng vọt từ vỏn vẹn 7 triệu tấn vào năm 2015 lên mức kỷ lục 65,43 triệu tấn trong năm 2025, vượt kỷ lục 63,82 triệu tấn từng được thiết lập trong năm 2024. Cơ cấu cung ứng của Việt Nam phụ thuộc nặng nề vào than từ Indonesia (đặc biệt là dòng than nhiệt GAR 4.200 kcal/kg) và Australia để phục vụ cho các tổ máy nhiệt điện mới được đầu tư. Trong năm 2025, nhờ điều kiện kinh tế phục hồi (tăng trưởng GDP đạt 8,02%) và sản xuất công nghiệp gia tăng (tăng 10,1% trong tháng 12/2025), nhu cầu tiêu thụ điện của Việt Nam tiếp tục mở rộng, kéo theo sản lượng nhập khẩu than duy trì đà tăng trưởng mạnh mẽ.
Trong năm 2025, do thị trường thế giới ở trạng thái dư cung, giá than GAR 4.200 kcal/kg giao tại cảng Kalimantan (Indonesia) đã hạ nhiệt xuống mức trung bình 44,99 USD/tấn, giảm tới 71% so với mức đỉnh điểm 154,21 USD/tấn vào tháng 10/2021. Sự sụt giảm giá này đã tạo ra một môi trường vận hành cực kỳ lý tưởng cho các nhà máy nhiệt điện than của Việt Nam, vốn đóng vai trò là “xương sống” cung cấp tới 124,26 tỷ kWh điện, chiếm 46,2% tổng sản lượng điện toàn hệ thống trong 10 tháng đầu năm 2025.
Tuy nhiên, nếu Trung Quốc bị cắt đứt nguồn năng lượng linh hoạt và phải đẩy mạnh gom mua than, mức giá lý tưởng này sẽ lập tức bốc hơi. Mọi chính sách hạn chế nhập khẩu than chất lượng thấp của Trung Quốc trước đó có thể bị đảo ngược, hoặc sự tập trung vào các dòng than chất lượng cao hơn sẽ đẩy giá thị trường khu vực lên các nấc thang mới. Cú sốc giá than quốc tế sẽ truyền dẫn trực tiếp vào chi phí sản xuất điện (LCOE) của các nhà máy nhiệt điện BOT và các đơn vị phát điện (GENCO) tại Việt Nam, gây áp lực khổng lồ lên giá thành mua điện của Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN).
Tình hình tài chính của EVN đóng vai trò như một hàn thử biểu cho an ninh năng lượng quốc gia. Năm 2025 đã ghi nhận một cột mốc tích cực khi hoạt động sản xuất kinh doanh của EVN báo lãi vượt mức chỉ tiêu do Bộ Tài chính giao phó, góp phần thu hẹp đáng kể các khoản lỗ hoạt động lũy kế khổng lồ từng đe dọa thanh khoản của Tập đoàn trong giai đoạn 2022-2023. Kết quả này có được nhờ sự kết hợp của nhiều yếu tố: giá than và LNG trên thị trường thế giới hạ nhiệt, điều kiện thời tiết thủy văn trung tính hỗ trợ sản lượng thủy điện giá rẻ đạt 87,58 tỷ kWh (chiếm 32,6% hệ thống trong 10 tháng đầu 2025), và đặc biệt là việc điều chỉnh tăng giá bán lẻ điện. Các chuyên gia phân tích từ MBS nhận định rằng, với giả định chi phí sản xuất được kiểm soát quanh mức 2.088 VNĐ/kWh như năm 2023, mức giá bán lẻ mới cho phép EVN đạt biên lợi nhuận xấp xỉ 15 VNĐ/kWh.
Tuy nhiên, sự phục hồi tài chính này là vô cùng mỏng manh trước một cú sốc giá nhiên liệu ngoại sinh. EVN không có khả năng tự chủ nguồn cung than hay khí đốt mà hoàn toàn phụ thuộc vào biến động thị trường toàn cầu. Nếu giá than Indonesia và Australia nhảy vọt theo nhu cầu càn quét của Trung Quốc, và nếu giá bán lẻ điện không được phép điều chỉnh linh hoạt và kịp thời do e ngại ảnh hưởng đến lạm phát kinh tế vĩ mô và sức cạnh tranh của khối sản xuất, EVN sẽ nhanh chóng rơi trở lại vào chu kỳ thua lỗ. Thiếu hụt dòng tiền sẽ dẫn đến việc đình trệ thanh toán cho các đối tác phát điện độc lập (IPP), làm thui chột động lực đầu tư mới vào cơ sở hạ tầng lưới điện và nhà máy phát điện, đẩy hệ thống điện quốc gia vào một cuộc khủng hoảng công suất mang tính cấu trúc giống như những gì đã diễn ra trong quá khứ.
Khủng hoảng tại Trung Quốc không chỉ tác động đến nhiệt điện than mà còn là đòn giáng mạnh vào chiến lược chuyển đổi năng lượng của Việt Nam. Theo định hướng của Quy hoạch Phát triển Điện lực Quốc gia lần thứ VIII (PDP8), Việt Nam đang thực hiện một chiến lược xoay trục từ than đá sang khí tự nhiên, với mục tiêu giảm tỷ trọng nhiệt điện than xuống còn 40% vào năm 2030, đồng thời tích hợp các nguồn điện khí đốt linh hoạt. Khí tự nhiên, chiếm khoảng 9,5% – 12,3% công suất lắp đặt năm 2024, được hoạch định là nhiên liệu chuyển tiếp cốt lõi để duy trì sự ổn định của phụ tải nền trong khi tích hợp tỷ lệ lớn năng lượng tái tạo.
Hệ thống hạ tầng LNG của Việt Nam đang được phát triển mạnh mẽ. Năng lực nhập khẩu LNG dự kiến đạt 3 triệu tấn/năm vào cuối năm 2025, với mục tiêu dài hạn từ 15,7 đến 18,2 BCM vào năm 2030, và 10,6 đến 12,2 BCM vào năm 2050. Việc vận hành thương mại các dự án như tổ hợp điện khí Nhơn Trạch 3 và 4 vào cuối năm 2025 là minh chứng cho quyết tâm hiện thực hóa chiến lược này.
Tuy nhiên, bài toán mua sắm LNG thương mại lại là một lỗ hổng nghiêm trọng đối với an ninh năng lượng quốc gia. Khác với khí thiên nhiên nội địa có giá thành tương đối ổn định, giá LNG toàn cầu có sự hội tụ và liên thông chặt chẽ với rủi ro địa chính trị toàn cầu. Sự đình trệ xuất khẩu từ Trung Đông do xung đột sẽ cô lập khoảng 19-20% nguồn cung LNG toàn cầu. Lúc này, Trung Quốc – mặc dù đã ký kết hợp đồng dài hạn với tổng khối lượng dự kiến giao hàng tăng lên hơn 112 MTPA vào năm 2028 – sẽ phải đẩy mạnh thu mua LNG từ thị trường giao ngay để bù đắp cho sự sụt giảm nguồn cung từ QatarEnergy.
Việt Nam, với vai trò là nhà nhập khẩu LNG mới nổi, phần lớn vẫn chưa thiết lập được các hợp đồng mua bán dài hạn (SPA) vững chắc với số lượng lớn, mà chủ yếu thăm dò và mua sắm dựa trên các chuyến hàng giao ngay. Các báo cáo chiến lược từ World Bank và PwC đều chỉ ra rằng thị trường khí đốt địa phương sẽ ngày càng “nhập khẩu” rủi ro và biến động toàn cầu. Việc phụ thuộc vào thị trường giao ngay cho phép Việt Nam hưởng lợi khi thế giới dư cung, nhưng sẽ đẩy đất nước vào rủi ro tuyệt đối khi xảy ra cú sốc khan hiếm. Các nhà cung cấp của Việt Nam như PV GAS sẽ phải cạnh tranh khốc liệt với các tập đoàn năng lượng quốc doanh khổng lồ của Trung Quốc (như CNOOC, PetroChina) và Nhật Bản, Hàn Quốc để giành giật các chuyến hàng từ Mỹ, Úc hoặc Nga. Với ưu thế vượt trội về khả năng chi trả, Trung Quốc sẽ dễ dàng đẩy giá LNG giao ngay lên ngưỡng không thể chịu đựng được đối với thị trường Đông Nam Á.
Dữ liệu kịch bản mô phỏng từ Báo cáo Triển vọng Năng lượng Việt Nam cho thấy, ngưỡng giá LNG tối đa mà các nhà máy điện có thể hoạt động hiệu quả là khoảng 12,5 USD/GJ (tương đương 13,2 USD/MMBtu). Nếu giá LNG vượt xa ngưỡng này do khan hiếm, các dự án điện khí khổng lồ của Việt Nam (bao gồm cả Nhơn Trạch 3 & 4 hay cụm Thái Bình LNG) sẽ không thể được Trung tâm Điều độ Hệ thống điện Quốc gia (NSMO) huy động do giá thành phát điện vượt quá giới hạn tài chính của EVN. Hậu quả là, một sự sụt giảm dung lượng phát điện lớn sẽ xảy ra trên lưới điện quốc gia, phá vỡ hoàn toàn phương trình cung – cầu năng lượng mà PDP8 đã cẩn trọng xây dựng.
Việt Nam đang định vị bản thân trở thành một trung tâm sản xuất thay thế chiến lược tại châu Á (theo xu hướng “China Plus One”), thu hút dòng vốn đầu tư trực tiếp nước ngoài (FDI) khổng lồ từ các tập đoàn công nghệ toàn cầu như Samsung, Foxconn, LG, và Apple vào các tỉnh phía Bắc như Bắc Ninh, Bắc Giang. Sức hút này một phần đến từ lợi thế chi phí lao động cạnh tranh (chi phí nhân công tại Việt Nam chỉ xấp xỉ 3 USD/giờ so với 6,5 USD/giờ tại Trung Quốc vào năm 2020) và môi trường chính sách ưu đãi. Do sự bùng nổ của các khu công nghiệp, nhu cầu điện năng tại Việt Nam tăng trưởng với tốc độ cao bậc nhất thế giới. Theo dự báo, nhu cầu tiêu thụ điện trong năm 2025 tăng từ 10,5% đến 13% so với năm 2024, đòi hỏi hệ thống phải bổ sung liên tục từ 2.200 đến 2.500 MW công suất nguồn mới.
Tuy nhiên, cơ sở hạ tầng năng lượng không theo kịp tốc độ phát triển. Miền Bắc Việt Nam bộc lộ rõ những lỗ hổng mang tính cấu trúc trong việc đảm bảo nguồn cung: (1) Các nhà máy nhiệt điện than có tuổi đời ngày càng cao, tiêu hao nhiên liệu lớn và tỷ lệ sự cố máy móc gia tăng trong các đợt phát điện căng thẳng mùa nắng nóng; (2) Tỷ trọng thủy điện chiếm tỷ lệ rất lớn (gần 29% tổng công suất quốc gia), khiến an ninh năng lượng miền Bắc dễ bị tổn thương cực độ vào mùa khô hoặc các chu kỳ El Niño khi mực nước hồ thủy điện cạn kiệt; và (3) Tiến độ triển khai các dự án điện mới bị đình trệ trầm trọng, khi khu vực này chỉ bổ sung được 3.160 MW công suất mới so với con số quy hoạch 10.800 MW trong giai đoạn vừa qua. Trước những giới hạn này, EVN từng cảnh báo trong các tháng cao điểm mùa khô (từ tháng 5 đến tháng 7) năm 2025, lưới điện miền Bắc có thể phải đối mặt với nguy cơ thiếu hụt khoảng 3.630 MW công suất và xấp xỉ 6,8 tỷ kWh sản lượng điện năng.
Để lấp đầy khoảng trống công suất khổng lồ này, một trong những giải pháp ngắn hạn của Việt Nam là gia tăng lượng điện nhập khẩu qua đường dây liên kết biên giới với các quốc gia láng giềng. Sau 7 năm gián đoạn tính từ năm 2016, Trung Quốc đã nối lại việc xuất khẩu điện sang miền Bắc Việt Nam vào giữa năm 2023 nhằm giúp quốc gia Đông Nam Á xoa dịu cuộc khủng hoảng điện lực mùa hè. Số liệu thống kê từ EVN cho thấy sự gia tăng rõ rệt: lượng điện nhập khẩu từ Trung Quốc đạt mức 660 triệu kWh (2022), tăng vọt lên 1.186 triệu kWh (2023) và đạt đỉnh 1.847 triệu kWh trong năm 2024.
Tuy nhiên, nếu chính bản thân Trung Quốc phải hứng chịu một cuộc khủng hoảng điện lực do đứt gãy năng lượng từ Trung Đông, kết hợp với nhu cầu sử dụng máy điều hòa nhiệt độ bùng nổ của hơn 1,4 tỷ dân trong mùa hè, dòng chảy điện xuất khẩu sang Việt Nam chắc chắn sẽ bị cắt đứt. Theo cơ chế quản lý năng lượng tại Trung Quốc, ưu tiên tối thượng luôn là duy trì sự ổn định của mạng lưới điện quốc gia và hỗ trợ công nghiệp sản xuất của các tỉnh duyên hải và phía Nam (như Quảng Đông, Quảng Tây, Vân Nam). Mọi lợi ích kinh tế thu được từ việc xuất khẩu điện sang Việt Nam đều không thể so sánh với những thiệt hại khổng lồ do việc cúp điện luân phiên trong nước gây ra.
Từ góc độ pháp lý quốc tế, các thỏa thuận xuất nhập khẩu điện năng với Trung Quốc luôn tiềm ẩn rủi ro bất cân xứng đối với người mua. Hệ thống pháp luật Trung Quốc (Cụ thể là Quy tắc chung về Luật Dân sự và Luật Hợp đồng của Cộng hòa Nhân dân Trung Hoa) quy định rõ ràng về Sự kiện Bất khả kháng và Nguyên tắc Thay đổi Hoàn cảnh. Một sự kiện bất khả kháng được luật pháp Trung Quốc định nghĩa là các tình huống “không thể lường trước, không thể tránh khỏi và không thể vượt qua” được nhìn nhận dưới lăng kính khách quan.
Trong trường hợp nguồn cung năng lượng từ Trung Đông bị cắt đứt do chiến tranh, chính quyền Trung ương Trung Quốc có thể ban hành các sắc lệnh hành chính khẩn cấp, yêu cầu cấm xuất khẩu năng lượng dưới mọi hình thức để đảm bảo an ninh quốc gia. Hành động can thiệp của chính phủ (Act of Government) này hoàn toàn đáp ứng đầy đủ các tiêu chí để được Ủy ban Xúc tiến Thương mại Quốc tế Trung Quốc (CCPIT) cấp chứng nhận Bất khả kháng. Cần lưu ý rằng, trong thời kỳ đại dịch COVID-19, CCPIT từng cấp hơn 6.400 giấy chứng nhận bất khả kháng chỉ trong một thời gian ngắn, tạo ra một tiền lệ pháp lý khổng lồ cho phép các doanh nghiệp nhà nước Trung Quốc được miễn trừ trách nhiệm thi hành hợp đồng. Nếu nguồn điện nhập khẩu từ Trung Quốc (chiếm tỷ trọng quan trọng ở các nút thắt lưới điện phía Bắc) bị cắt bỏ đột ngột, áp lực sụp đổ hệ thống điện sẽ dồn toàn bộ lên vai NSMO (Trung tâm Điều độ Hệ thống Điện và Thị trường Điện Quốc gia).
Sự rủi ro tiềm tàng trong giao thương năng lượng với Trung Quốc đã thúc đẩy Chính phủ Việt Nam thiết lập một chiến lược thay thế chiến lược: xoay trục đẩy mạnh nhập khẩu điện từ Lào. Không giống như các hợp đồng năng lượng ngắt quãng với Trung Quốc, sự hợp tác điện lực giữa Việt Nam và Lào được đặt trên nền tảng chiến lược dài hạn và được thể chế hóa thông qua các hiệp định liên chính phủ bền vững.
Điện năng từ Lào phần lớn là thủy điện và điện gió, ít chịu tác động bởi sự lên xuống của giá than hay LNG trên thế giới, do đó đem lại mức giá thành cạnh tranh và ổn định trong dài hạn. Nhằm thể chế hóa quá trình này, Bộ Công Thương Việt Nam đã chính thức phê duyệt Khung giá mua điện từ Lào áp dụng cho giai đoạn từ 31/12/2025 đến 31/12/2030. Theo đó, mức giá trần cho các nhà máy thủy điện được ấn định ở mức 6,78 US cents/kWh (giảm nhẹ so với mức 6,95 cents trước đây), và đối với điện gió là 6,4 US cents/kWh. Việc ban hành khung giá dài hạn tạo cơ sở vững chắc cho các nhà đầu tư tư nhân tự tin phát triển các đại dự án nguồn điện ở Lào để bán sang Việt Nam.
Mục tiêu quy hoạch của Việt Nam là đạt mức nhập khẩu khoảng 3.000 MW điện từ Lào vào năm 2025 và tăng lên khoảng 5.000 MW vào năm 2030. Tính đến tháng 10 năm 2023, Thủ tướng Chính phủ Việt Nam đã phê duyệt đề xuất nhập khẩu công suất 2.689 MW từ nhiều nguồn điện của Lào. Hiện thực hóa chỉ đạo này, EVN đã nhanh chóng ký kết 19 Hợp đồng Mua bán Điện (PPA) với các chủ đầu tư để mua điện từ 26 nhà máy điện của Lào, bao phủ tổng công suất lên tới 2.240 MW.
Cơ sở hạ tầng vật lý để đón dòng điện này cũng đang được gấp rút hoàn thiện. Một công trình mang ý nghĩa chiến lược là việc EVN khởi công xây dựng dự án đường dây truyền tải 500kV Monsoon – Thạnh Mỹ vào cuối năm 2023 với tổng vốn đầu tư 45,26 triệu USD. Đường dây này, có khả năng truyền tải tối đa lên tới 2.500 MW, được thiết kế để ngay trong giai đoạn đầu tiên sẽ tiếp nhận 600 MW điện nhập khẩu từ các tổ hợp điện gió tại Lào, cung cấp trung bình 1,7 tỷ kWh mỗi năm cho mạng lưới điện quốc gia. Bằng việc ràng buộc pháp lý thông qua các hợp đồng PPA có thời hạn lên tới 25 năm và phân bổ rủi ro công bằng giữa EVN và các chủ đầu tư dự án (IPP), Việt Nam đang xây dựng một trục năng lượng Đông – Tây vô cùng vững chắc để giảm thiểu rủi ro phải phụ thuộc vào dòng cung không ổn định từ lưới điện phương Bắc.
Việt Nam đã vươn lên mạnh mẽ trở thành một thế lực trong lĩnh vực năng lượng tái tạo tại khu vực. Đến cuối năm 2025, Việt Nam giữ vị trí thứ hai trong khối ASEAN về tổng công suất lắp đặt với khoảng 87.600 MW, trong đó các nguồn năng lượng tái tạo (điện gió, điện mặt trời và sinh khối) đóng góp khoảng 24.453 MW, chiếm tỷ trọng lên tới 27,9% toàn hệ thống. Theo dữ liệu hoạt động của EVN trong 10 tháng đầu năm 2025, nguồn năng lượng tái tạo đã sản xuất được 32,59 tỷ kWh, chiếm 12,1% tổng cơ cấu phát điện (trong đó 20,59 tỷ kWh là điện mặt trời và 10,99 tỷ kWh là điện gió).
Không chỉ dừng lại ở quy mô lắp đặt, Việt Nam còn định hình bản thân như một trung tâm sản xuất tấm pin năng lượng mặt trời (Solar PV) có khả năng cạnh tranh bậc nhất thế giới. Các báo cáo từ Cơ quan Năng lượng Tái tạo Quốc tế (IRENA) đã xác nhận Việt Nam là trung tâm cung ứng năng lượng mặt trời cạnh tranh nhất bên ngoài lãnh thổ Trung Quốc. Chi phí sản xuất mô-đun công nghệ TOPCon tại Việt Nam trong năm 2025 chỉ đạt mức 0,180 USD/W, và được dự báo sẽ tiếp tục giảm xuống còn 0,171 USD/W vào năm 2030. Mức chi phí này thấp hơn đáng kể so với Ấn Độ (0,191 USD/W), Úc (0,256 USD/W) hay Đức (0,284 USD/W) và hoàn toàn ngang ngửa với chi phí sản xuất tại Trung Quốc. Lợi thế này được xây dựng trên nền tảng chính sách ưu đãi của chính phủ, chi phí lao động rẻ và đặc biệt là giá điện duy trì ở mức thấp để hỗ trợ sản xuất công nghiệp.
Tuy nhiên, đằng sau sự hào nhoáng của những con số thống kê có một điểm yếu nghiêm trọng: Mức giá cực kỳ cạnh tranh của thiết bị điện gió và điện mặt trời “Made in Vietnam” thực chất lại được neo chặt vào việc tiếp cận không giới hạn các cấu kiện trung gian giá rẻ từ Trung Quốc. Ngành công nghiệp điện mặt trời của Việt Nam phụ thuộc sâu sắc vào việc nhập khẩu các tế bào quang điện, tấm silicon và nguyên liệu polysilicon thô vốn được sản xuất và tinh chế dưới sự bảo trợ các khoản trợ cấp khổng lồ của chính phủ Trung Quốc. Tương tự, đối với các dự án điện gió trên bờ và ngoài khơi, các tuabin khổng lồ và công nghệ truyền động hầu hết đều có nguồn gốc từ các tập đoàn cung cấp thiết bị của Trung Quốc, quốc gia đang là công xưởng chế tạo tuabin điện gió lớn nhất toàn cầu.
Ngành công nghiệp tinh chế polysilicon (sử dụng trong sản xuất pin mặt trời) và chế tạo kim loại siêu cường (sử dụng cho tuabin gió) là những ngành công nghiệp tiêu thụ một lượng điện năng khổng lồ. Khi Trung Quốc rơi vào tình trạng thiếu điện mùa hè do gián đoạn nguồn cung năng lượng từ Trung Đông, chính quyền các tỉnh công nghiệp sẽ buộc phải kích hoạt cơ chế phân phối điện luân phiên. Quy trình vận hành tiêu chuẩn trong các cuộc khủng hoảng năng lượng của Trung Quốc (từng được chứng minh trong cú sốc điện lực năm 2021 và 2022 do khủng hoảng giá than) là cắt giảm nguồn cung điện đối với các ngành công nghiệp luyện kim, hóa chất và sản xuất vật liệu nặng để ưu tiên điện cho sinh hoạt dân sinh và các trung tâm chính trị.
Khi các nhà máy sản xuất wafer, cell pin và linh kiện tuabin tại Trung Quốc giảm công suất hoặc ngừng hoạt động do thiếu điện, chuỗi cung ứng thiết bị năng lượng tái tạo toàn cầu sẽ lập tức đứt gãy. Các nhà máy lắp ráp pin mặt trời tại Việt Nam sẽ đối mặt với tình trạng thiếu hụt linh kiện đầu vào, buộc phải đình trệ dây chuyền sản xuất, dẫn đến việc mất trắng lợi thế cạnh tranh về chi phí và gây thất thu lớn về doanh thu xuất khẩu.
Hệ lụy trực tiếp và nguy hiểm hơn đối với hệ thống an ninh điện quốc gia là sự sụp đổ tiến độ của các dự án năng lượng tái tạo nội địa. Theo quy hoạch PDP8, Việt Nam đặt kỳ vọng sẽ dựa vào việc mở rộng liên tục điện gió và điện mặt trời (với mục tiêu tăng cường khả năng tự chủ) để bù đắp sự thu hẹp dần của các nhà máy nhiệt điện than. Tuy nhiên, việc gián đoạn chuỗi cung ứng thiết bị siêu trường, siêu trọng và linh kiện cốt lõi từ Trung Quốc sẽ đẩy chi phí nhập khẩu lên cao ngất ngưởng, phá vỡ cấu trúc phương án tài chính mà các Chủ đầu tư đã thỏa thuận với ngân hàng.
Hậu quả tất yếu là hàng loạt dự án điện gió và mặt trời sẽ không thể kịp đưa vào vận hành thương mại đúng thời hạn cam kết. Bài học từ giai đoạn 2021-2022 cho thấy, việc chậm trễ do gián đoạn chuỗi cung ứng vì COVID-19 và thiếu điện tại Trung Quốc đã khiến hàng nghìn Megawatt năng lượng điện gió của Việt Nam lỡ nhịp cơ chế giá hỗ trợ (FIT), đẩy các dự án vào vòng xoáy đàm phán lại giá bán điện với EVN kéo dài trong suốt nhiều năm sau đó, gây lãng phí khổng lồ và làm suy giảm niềm tin của khối đầu tư tư nhân. Nếu chu kỳ này lặp lại trong bối cảnh nhu cầu tiêu thụ đang tăng vọt 13% mỗi năm, khoảng trống công suất do các dự án năng lượng tái tạo chậm tiến độ để lại sẽ là nguyên nhân trực tiếp kéo sập mạng lưới điện tại các khung giờ cao điểm ban ngày.
Trước viễn cảnh rủi ro địa chính trị ngày càng phức tạp tại Trung Đông và những tín hiệu cảnh báo rõ rệt về hiệu ứng domino lan truyền qua hệ thống năng lượng Trung Quốc, Chính phủ Việt Nam đã thể hiện một năng lực phản ứng chính sách vô cùng nhạy bén, toàn diện và có tính dự phòng cao. Động thái nổi bật nhất và đóng vai trò kim chỉ nam trong việc quản trị rủi ro cấp quốc gia chính là việc kích hoạt các cơ chế điều hành khẩn cấp trong tháng 3/2026.
Đối diện với thông tin tình báo kinh tế về sự leo thang xung đột tại Vùng Vịnh và mối đe dọa trực tiếp đối với các chuỗi cung ứng dầu mỏ toàn cầu, Chính phủ Việt Nam đã chính thức thiết lập một Tổ Công tác Đặc biệt chuyên trách về an ninh năng lượng vào đầu tháng 3/2026. Dưới sự chỉ đạo trực tiếp của Phó Thủ tướng Bùi Thanh Sơn, Tổ công tác mang sứ mệnh tối thượng: bảo vệ sự ổn định của nguồn cung nhiên liệu quốc gia và đảm bảo rằng cấu trúc năng lượng không trở thành điểm nghẽn cản trở mục tiêu tăng trưởng kinh tế đầy tham vọng từ 10% trở lên của Chính phủ trong năm 2026.
Tại phiên họp đầu tiên của Tổ Công tác diễn ra tại Trụ sở Chính phủ, các lãnh đạo cấp cao của các Bộ, ngành và các tập đoàn kinh tế nhà nước chủ chốt (EVN, PVN, Tập đoàn Xăng dầu Việt Nam – Petrolimex, Tập đoàn Công nghiệp Than – Khoáng sản Việt Nam – TKV) đã tiến hành một cuộc đánh giá toàn diện về năng lực chống chịu của nền kinh tế. Phó Thủ tướng Bùi Thanh Sơn đã ban hành các chỉ đạo mang tính chiến lược, tập trung vào các trụ cột phòng vệ cốt lõi:
- Chuẩn bị Kế hoạch dự phòng trữ lượng: Yêu cầu EVN, Petrolimex và các doanh nghiệp năng lượng trọng điểm khẩn trương xây dựng các kịch bản cung ứng năng lượng trong tình huống tồi tệ nhất, tính toán đến việc sụt giảm hoàn toàn các lô dầu từ Trung Đông và than đá nhập khẩu. Cụ thể, yêu cầu rà soát và đa dạng hóa nguồn nhập khẩu than đá, tránh phụ thuộc vào một hoặc hai quốc gia, đồng thời nghiên cứu các biện pháp tối đa hóa năng suất khai thác từ các vỉa than nội địa.
- Tối ưu hóa Thủy điện và mở rộng đối tác quốc tế: Giao nhiệm vụ tối đa hóa hiệu suất phát điện của các nhà máy nhiệt điện than hiện hữu và lập kế hoạch điều tiết hồ chứa thủy điện nhằm duy trì mực nước an toàn cho việc phát điện vào mùa khô khốc liệt. Đồng thời, Bộ Ngoại giao được giao trọng trách theo dõi chặt chẽ cách phản ứng của các quốc gia khác trên thị trường toàn cầu, từ đó phối hợp với các Bộ, ngành để mở rộng quan hệ đối tác và ký kết các hợp đồng cung ứng nhiên liệu mới, độc lập với hệ sinh thái Vùng Vịnh.
- Hoàn thiện khung Pháp lý: Bộ Công Thương (MOIT), với tư cách là cơ quan thường trực của Tổ Công tác, được lệnh phải phối hợp với Văn phòng Chính phủ để dự thảo các quy chế hoạt động chi tiết, phân định rõ ràng trách nhiệm của các cơ quan thành viên nhằm đảm bảo tính linh hoạt tối đa trong việc ra quyết định điều tiết nguồn cung trong thời kỳ khủng hoảng. Đáng chú ý, Tổ công tác này được xác định là một tổ chức lâm thời và sẽ tự động giải thể sau khi hoàn thành nhiệm vụ và đưa thị trường năng lượng trở lại trạng thái cân bằng. Động thái này cho thấy tư duy điều hành hiện đại, linh hoạt và không tạo thêm sự cồng kềnh cho hệ thống hành chính.
Song song với việc đảm bảo nguồn cung vật lý, vấn đề kiểm soát giá năng lượng cũng được đặt lên bàn cân. Bộ Công Thương đã đệ trình một dự thảo nghị định mới thay thế các quy định hiện hành về kinh doanh xăng dầu nhằm tăng cường tính minh bạch, hỗ trợ phân bổ ngoại tệ và tín dụng cho các doanh nghiệp đầu mối trong các đợt biến động giá. Việc cho phép giá bán lẻ phản ánh sát với giá thành nhập khẩu thực tế (như kiến nghị của Chủ tịch Hiệp hội Xăng dầu Việt Nam) được xem là chìa khóa để khuyến khích các doanh nghiệp đầu mối mạnh dạn nhập khẩu từ các thị trường giao ngay ở châu Âu hay châu Mỹ mà không lo ngại rủi ro thua lỗ thanh khoản.
Không chỉ chờ đợi đến khi khủng hoảng cận kề, năng lực phòng vệ của hệ thống điện lực Việt Nam đã được cải thiện vượt bậc nhờ việc hoàn thành và đưa vào vận hành Tuyến đường dây truyền tải 500kV Mạch 3 (từ Quảng Trạch đến Phố Nối) vào tháng 8/2024. Dự án hạ tầng đồ sộ này trải dài 519 km xuyên qua 9 tỉnh thành, được thi công bằng một nỗ lực phi thường với tinh thần “chân trần, chí thép” và tổng số vốn đầu tư lên tới 876 triệu USD (khoảng 22.300 tỷ VNĐ).
Đóng vai trò là mạch máu sống còn của nền kinh tế, việc khánh thành dự án này đã lập tức nâng công suất truyền tải điện lực từ dải đất miền Trung (nơi tập trung nhiều nguồn năng lượng tái tạo) ra miền Bắc từ mức 2.500 MW lên 5.000 MW. Động thái này xóa bỏ một trong những điểm nghẽn cổ chai tồi tệ nhất của cấu trúc lưới điện Việt Nam. Trong kịch bản hệ thống điện miền Bắc gặp nguy hiểm do Trung Quốc cắt giảm dòng điện xuất khẩu hoặc các nhà máy điện than miền Bắc gặp sự cố do vận hành quá tải trong mùa hè, Trung tâm NSMO hiện đã sở hữu một công cụ vật lý hữu hiệu để truyền tải lượng công suất dôi dư từ miền Trung và miền Nam ra ứng cứu ngay lập tức. Sự kiện này kết hợp với các nỗ lực bổ sung hơn 27.000 MVA công suất trạm biến áp và 3.900 km đường dây trong năm 2025 đã chứng minh năng lực thực thi mạnh mẽ của EVN trong việc đảm bảo an ninh năng lượng nền tảng.
Khi bóc tách các lớp dữ liệu và hành động của các tác nhân trên thị trường, cuộc khủng hoảng năng lượng do mâu thuẫn địa chính trị Trung Đông và phản ứng dây chuyền từ Trung Quốc sẽ tạo ra những chuyển dịch cấu trúc vượt ra ngoài khuôn khổ vật lý của các lô hàng than hay điện. Dưới đây là các nhận định mang tính hệ thống thứ cấp và tam cấp đối với chiến lược phát triển của Việt Nam:
- Mô hình China Plus One đang đối diện với Nghịch lý Hạt nhân. Các tập đoàn công nghệ toàn cầu dịch chuyển hoạt động sản xuất từ Trung Quốc sang Việt Nam để tránh rủi ro thương mại và nhân công đắt đỏ. Tuy nhiên, nghịch lý nằm ở chỗ, nếu hệ thống điện lực và chuỗi cung ứng nguyên liệu sản xuất pin năng lượng mặt trời (Solar PV), linh kiện công nghiệp của Việt Nam vẫn lệ thuộc hoàn toàn vào sinh khí năng lượng của Trung Quốc (điện nhập khẩu, polysilicon tinh chế bằng điện than), thì bản chất của chiến lược “Cộng Một” (+1) này cực kỳ mỏng manh. Một sự kiện bất khả kháng (như lưới điện Quảng Tây mất ổn định) sẽ kích hoạt sự đứt gãy đồng loạt của cả công xưởng gốc ở Trung Quốc lẫn xưởng gia công vệ tinh ở Việt Nam. Khủng hoảng này sẽ thức tỉnh các nhà làm chính sách, đòi hỏi Việt Nam phải nhanh chóng thiết lập một cấu trúc an ninh cung ứng chuỗi vật tư tái tạo khép kín, định hướng kêu gọi đầu tư trực tiếp nước ngoài (FDI) vào các lĩnh vực chế tạo thượng nguồn (công nghiệp phụ trợ) ngay trên lãnh thổ của mình để tạo ra lớp khiên bảo vệ độc lập.
- Rủi ro phá hủy nhu cầu Khí và mối đe dọa với Cam kết Net Zero. Việt Nam đang định cược lớn vào kỷ nguyên khí LNG như một công cụ thiết yếu để chuyển đổi xanh và hiện thực hóa mục tiêu phát thải ròng bằng “0” vào năm 2050. Thế nhưng, khi Eo biển Hormuz biến thành tử huyệt và các siêu tập đoàn kinh tế nhà nước Trung Quốc quét sạch nguồn cung trên thị trường giao ngay, các dự án điện khí khổng lồ của Việt Nam theo Quy hoạch Điện VIII sẽ lâm vào tình trạng đóng băng hoạt động vì giá LNG vượt quá sức mua chịu đựng. Sự phá hủy cấu trúc nhu cầu khí này sẽ đẩy NSMO vào thế cực chẳng đã: buộc phải tối đa hóa công suất của các tổ máy nhiệt điện than già cỗi hoặc vội vã xây dựng các dự án than mới để giữ cho nền kinh tế vận hành. Hậu quả của hệ lụy này là một bước lùi rất dài đối với nỗ lực phi các-bon hóa của quốc gia, cho thấy cam kết chống biến đổi khí hậu của các quốc gia đang phát triển cực kỳ nhạy cảm trước rủi ro địa chính trị truyền thống.
- Sự Dịch chuyển trọng tâm ngoại giao Năng lượng khu vực. Bài học từ việc phải phấp phỏng chờ đợi Trung Quốc duy trì hay cắt đứt dòng điện 1.847 triệu kWh qua biên giới phía Bắc sẽ là chất xúc tác mạnh mẽ nhất đẩy nhanh tiến trình hợp nhất lưới điện Đông Dương, cụ thể là trục năng lượng Đông – Tây liên kết Việt Nam và Lào. Thay vì tiếp tục phụ thuộc vào mạng lưới điện của phương Bắc vốn tồn tại rủi ro chính trị pháp lý không thể kiểm soát (như điều khoản Bất khả kháng trong Luật Hợp đồng Trung Quốc), việc nhập khẩu nguồn năng lượng xanh từ hệ thống thủy điện và điện gió của Lào mang lại lợi ích kép: Đảm bảo nguồn năng lượng nền tảng với mức giá ổn định theo hợp đồng 25 năm (chỉ từ 6,4 đến 6,78 cents/kWh), và củng cố vững chắc tầm ảnh hưởng địa kinh tế của Việt Nam đối với sự phát triển của khu vực Đông Dương. Động thái đẩy nhanh giải ngân cho đường dây 500kV Monsoon – Thạnh Mỹ chính là biểu hiện vật lý của chiến lược xoay trục địa chính trị này.
Vì vậy,
Một cuộc tấn công quân sự vào Iran kéo theo sự ngưng trệ dòng chảy thương mại qua Eo biển Hormuz sẽ không chỉ dừng lại ở một cuộc khủng hoảng năng lượng tại Trung Quốc, mà sẽ thiết lập một hiệu ứng domino, đe dọa trực diện đến toàn bộ cấu trúc an ninh năng lượng và tham vọng công nghiệp hóa của Việt Nam. Tác động của khủng hoảng lan truyền theo bốn kênh cơ bản: (1) Đứt gãy tuyến cung ứng dầu thô Kuwait cho Nhà máy Lọc hóa dầu Nghi Sơn; (2) Áp lực chi phí khổng lồ từ việc Trung Quốc tranh giành các lô hàng than nhiệt từ Indonesia và LNG giao ngay trên thị trường quốc tế, phá vỡ nền tảng tài chính của EVN; (3) Nguy cơ đình chỉ hợp đồng xuất khẩu điện xuyên biên giới từ phía Trung Quốc dưới danh nghĩa sự kiện bất khả kháng; và (4) Hiệu ứng tê liệt chuỗi cung ứng vật liệu trung gian sản xuất thiết bị năng lượng tái tạo do các tỉnh công nghiệp Trung Quốc bị áp dụng cơ chế phân phối điện luân phiên.
Tuy nhiên, cấu trúc năng lượng của Việt Nam không hoàn toàn bị động trước các rung chấn này. Các phản ứng quyết liệt và linh hoạt của bộ máy điều hành – minh chứng bằng việc thành lập Tổ Công tác Đặc biệt về An ninh Năng lượng vào tháng 3/2026 dưới sự chỉ đạo của Phó Thủ tướng, việc đưa vào vận hành Tuyến đường dây 500kV Mạch 3 nhằm xóa bỏ nút thắt truyền tải Bắc – Nam, và chiến lược dài hạn xoay trục sang mua điện từ hệ sinh thái thủy điện – điện gió của Lào – đã cung cấp những bộ đệm giảm chấn cần thiết.
Để biến các giải pháp ứng phó ngắn hạn thành cấu trúc phòng vệ hệ thống lâu dài, Việt Nam cần phải xem xét thiết lập một Quỹ An ninh Năng lượng Quốc gia độc lập; đa dạng hóa triệt để cấu trúc nhập khẩu thông qua các Hợp đồng Mua bán LNG Dài hạn (long-term SPA) thay vì phụ thuộc quá lớn vào thị trường giao ngay; và nội địa hóa mạnh mẽ hơn nữa chuỗi cung ứng năng lượng tái tạo thông qua các chương trình phát triển công nghiệp phụ trợ.
Cuối cùng, tự chủ năng lượng trong thời đại địa chính trị phân mảnh không chỉ là bài toán về khối lượng khai thác vật lý, mà là nghệ thuật duy trì sự linh hoạt của mạng lưới kết nối cung – cầu trên toàn bộ các bình diện kinh tế vĩ mô. Khả năng chống chịu dẻo dai của Việt Nam trước các biến động của nền năng lượng toàn cầu sẽ là một tiền đề sống còn quyết định sự thành bại của mục tiêu phát triển kinh tế thịnh vượng trong thập kỷ tới.