Nếu chỉ khoảng một phần ba công suất điện khí dự kiến có thể vận hành đúng hạn, Đông Nam Á sẽ lấy đâu ra điện để đáp ứng nhu cầu tăng mạnh mà không quay lại phụ thuộc sâu hơn vào than?
Kế hoạch sử dụng khí tự nhiên và LNG như một nguồn điện chuyển tiếp của Đông Nam Á đang gặp trở ngại lớn. Theo đánh giá của Wood Mackenzie được Oilprice dẫn ngày 6 tháng 8 năm 2026, sáu thị trường điện lớn gồm Indonesia, Malaysia, Việt Nam, Singapore, Thái Lan và Philippines đặt mục tiêu bổ sung tổng cộng khoảng 53 GW điện khí vào năm 2030, nhưng dự báo chỉ khoảng 14,9 GW có khả năng thực sự đi vào vận hành đúng hạn.
Điều đó đồng nghĩa khoảng 38,1 GW công suất dự kiến có nguy cơ chưa thể hoàn thành vào cuối thập kỷ. Tỷ lệ thực hiện chỉ khoảng 28 phần trăm so với kế hoạch, thấp hơn đáng kể so với tham vọng ban đầu. Vấn đề không còn đơn thuần nằm ở việc các quốc gia có phê duyệt đủ dự án hay không, mà nằm ở khả năng biến những dự án trên giấy thành nhà máy thực tế.
Chỉ tiêu Quy mô
Kế hoạch điện khí của 6 thị trường đến 2030 53 GW
Wood Mackenzie dự báo có thể vận hành 14,9 GW
Phần công suất có nguy cơ chưa hoàn thành 38,1 GW
Tỷ lệ dự kiến hoàn thành khoảng 28 phần trăm
Công suất đã bảo đảm turbine khí khoảng 11 GW
Thời gian chờ turbine với nhiều dự án mới ít nhất 5 năm
Một trong những nút thắt nghiêm trọng nhất nằm ở turbine khí. Theo Wood Mackenzie, mới khoảng 11 GW trong danh mục điện khí dự kiến của khu vực bảo đảm được nguồn cung turbine. Các dự án chưa ký được nguồn thiết bị có thể phải đối mặt với thời gian giao hàng ít nhất 5 năm. Trong một ngành mà turbine là thiết bị trung tâm của nhà máy điện chu trình hỗn hợp, việc chậm thiết bị có khả năng kéo theo toàn bộ tiến độ xây dựng, chạy thử và vận hành thương mại.
Bên cạnh thiết bị, LNG đang trở thành biến số khó kiểm soát. Xung đột tại Trung Đông làm nổi bật rủi ro phụ thuộc nhiên liệu nhập khẩu của Đông Nam Á. IEA cho biết trước cuộc khủng hoảng, khoảng 60 phần trăm dầu thô nhập khẩu và một phần ba lượng khí nhập khẩu của Đông Nam Á đến từ Trung Đông. Giá nhiên liệu tăng và nguồn cung bị gián đoạn vì vậy có thể nhanh chóng truyền dẫn sang chi phí điện, lạm phát và cán cân thương mại của các nền kinh tế trong khu vực.
Đây cũng là nghịch lý của chiến lược điện khí LNG. Khí đốt thường được xem là nguồn điện linh hoạt hơn than, đặc biệt khi hệ thống cần cân bằng sản lượng điện mặt trời và điện gió biến động theo thời tiết. Nhưng khi khí nội địa suy giảm và LNG nhập khẩu tăng lên, an ninh điện lại phụ thuộc nhiều hơn vào giá nhiên liệu quốc tế, tuyến hàng hải, cảng LNG, kho chứa, hệ thống tái hóa khí và khả năng ký hợp đồng dài hạn.
IEA dự báo theo các chính sách hiện hành, nhu cầu khí trong ngành điện Đông Nam Á có thể tăng hơn 60 phần trăm trong khi nguồn cung khí nội địa giảm khoảng một phần ba vào năm 2050. Đây chính là khoảng cách khiến bài toán LNG trở nên ngày càng nhạy cảm về kinh tế và an ninh năng lượng.
Việt Nam đứng trước khoảng cách đặc biệt lớn
Theo Wood Mackenzie, Việt Nam là trường hợp có khoảng cách giữa mục tiêu và khả năng triển khai lớn nhất trong sáu thị trường được nghiên cứu. Trong mục tiêu khoảng 29,4 GW điện khí mới, chỉ khoảng 3,7 GW được dự báo có khả năng vận hành vào năm 2030. Như vậy, mức thực hiện tương ứng khoảng 12,6 phần trăm và khoảng 25,7 GW có nguy cơ không đạt mốc này nếu các nút thắt hiện nay không được giải quyết.
Việt Nam đến năm 2030 Công suất
Mục tiêu điện khí mới được Wood Mackenzie dẫn 29,4 GW
Dự báo có khả năng vận hành 3,7 GW
Khoảng cách so với mục tiêu 25,7 GW
Tỷ lệ dự kiến hoàn thành khoảng 12,6 phần trăm
Vấn đề của Việt Nam không chỉ là xây nhà máy. Điện khí LNG đòi hỏi một chuỗi đồng bộ từ nguồn LNG, cảng tiếp nhận, kho chứa, tái hóa khí, đường ống, nhà máy điện, hợp đồng mua bán điện cho tới cơ chế phân bổ biến động giá nhiên liệu. Nếu một mắt xích chưa hoàn thiện, toàn bộ dự án có thể chậm dù nhà máy đã được đưa vào quy hoạch.
Thực tế này khiến chuỗi LNG tới điện đã hình thành tại Việt Nam có ý nghĩa đặc biệt. Tuy nhiên, việc một số dự án tiên phong được triển khai không đồng nghĩa hàng chục GW còn lại có thể nhanh chóng lặp lại cùng mô hình. Quy mô đầu tư, hợp đồng nhiên liệu, khả năng chuyển giá LNG vào giá điện và huy động vốn dài hạn vẫn là những bài toán phải giải quyết cho từng dự án.
Singapore trở thành ngoại lệ đáng chú ý
Trong sáu thị trường được Wood Mackenzie đánh giá, Singapore là quốc gia duy nhất được cho là đang đi đúng hướng để hoàn thành mục tiêu bổ sung điện khí vào năm 2030. Một lợi thế quan trọng là các dự án lớn dự kiến vận hành trước năm 2030 đã bảo đảm được nguồn cung turbine.
Điều này cho thấy trong bối cảnh chuỗi cung ứng thiết bị năng lượng toàn cầu căng thẳng, việc đặt hàng và khóa năng lực sản xuất turbine từ sớm có thể trở thành lợi thế chiến lược không kém việc bảo đảm LNG.
Indonesia lại ở tình thế khác. Theo số liệu được Wood Mackenzie đưa ra, quốc gia đông dân nhất Đông Nam Á mới bảo đảm turbine cho khoảng 200 MW trong danh mục khoảng 8,4 GW điện khí dự kiến. Vì vậy, Indonesia có thể phải tiếp tục dựa vào nguồn than nội địa để bảo đảm độ tin cậy của hệ thống trong ngắn hạn, đồng thời thúc đẩy điện mặt trời và phát triển điện khí có chọn lọc.
Than có thể trở thành tấm đệm ngắn hạn nhưng không phải lời giải dài hạn
Khi LNG đắt và thiếu, than có một lợi thế rất thực tế tại Đông Nam Á là nguồn cung sẵn có và cơ sở hạ tầng điện than đã tồn tại. IEA cho biết than hiện cung cấp khoảng một nửa sản lượng điện của khu vực. Indonesia chiếm gần 90 phần trăm sản lượng than Đông Nam Á và gần một nửa nhu cầu khu vực.
Tuy nhiên, quay lại than ở quy mô lớn sẽ tạo xung đột với mục tiêu giảm phát thải. IEA ước tính ô nhiễm không khí liên quan đến than góp phần vào khoảng 330.000 ca tử vong sớm tại Đông Nam Á trong năm 2024. Vì vậy, than có thể đóng vai trò dự phòng khi hệ thống gặp cú sốc nhiên liệu nhưng khó trở thành chiến lược tối ưu cho nhiều thập kỷ tiếp theo.
Năng lượng tái tạo đang được đẩy lên vị trí chiến lược
Khủng hoảng LNG vô tình làm nổi bật một ưu điểm quan trọng của điện gió và điện mặt trời. Sau khi hoàn thành đầu tư, chúng không cần nhập khẩu nhiên liệu cho từng MWh điện sản xuất. Điều đó biến năng lượng tái tạo từ một công cụ giảm phát thải thành một công cụ an ninh năng lượng.
IEA cho biết công suất năng lượng tái tạo Đông Nam Á đạt khoảng 120 GW năm 2024 và có thể tăng gần gấp ba vào năm 2035 theo các chính sách hiện hành. Nếu toàn bộ mục tiêu đã công bố được thực hiện, quy mô có thể tăng khoảng năm lần.
Đầu tư cũng đang dịch chuyển theo hướng này. IEA dự báo đầu tư vào năng lượng tái tạo tại Đông Nam Á đạt khoảng 22 tỷ USD trong năm 2026, cao hơn hơn 2,5 lần đầu tư vào phát điện sử dụng nhiên liệu hóa thạch. Đầu tư lưới điện được dự báo khoảng 15 tỷ USD trong năm nay.
Nhưng năng lượng tái tạo cũng không thể đơn giản thay thế từng MW điện khí. Điện mặt trời và điện gió phụ thuộc thời tiết, vì vậy hệ thống cần thêm lưới truyền tải, pin lưu trữ, thủy điện, nguồn điện linh hoạt và kết nối xuyên biên giới. Đây là lý do ASEAN Power Grid ngày càng quan trọng. IEA ước tính riêng các kết nối điện xuyên biên giới của khu vực cần khoảng 27 tỷ USD đầu tư đến năm 2040.
Cú sốc LNG đang làm thay đổi khái niệm an ninh năng lượng
IEA cảnh báo nếu không có thay đổi mang tính cấu trúc, hóa đơn nhập khẩu năng lượng của Đông Nam Á có thể tăng từ hơn 80 tỷ USD năm 2024 lên khoảng 245 tỷ USD năm 2035. Nếu khu vực thực hiện đầy đủ các cam kết khí hậu đã công bố, chi phí nhập khẩu nhiên liệu hóa thạch năm 2035 có thể chỉ bằng khoảng một nửa mức trên.
Chỉ báo năng lượng Đông Nam Á Số liệu
Hóa đơn nhập khẩu năng lượng năm 2024 hơn 80 tỷ USD
Nguy cơ năm 2035 theo xu hướng hiện tại khoảng 245 tỷ USD
Công suất tái tạo năm 2024 khoảng 120 GW
Xu hướng tái tạo đến 2035 theo chính sách hiện hành gần gấp 3
Theo toàn bộ mục tiêu đã công bố khoảng gấp 5
Đầu tư năng lượng tái tạo dự kiến năm 2026 khoảng 22 tỷ USD
Đầu tư lưới điện dự kiến năm 2026 khoảng 15 tỷ USD
Bức tranh này cho thấy cuộc tranh luận không còn đơn giản là lựa chọn điện than, điện khí hay năng lượng tái tạo. Đông Nam Á đang phải xây dựng một hệ thống có khả năng chịu được cú sốc từ nhiều hướng cùng lúc gồm giá LNG tăng, nguồn khí nội địa suy giảm, turbine thiếu hụt, chi phí vốn cao, lưới điện quá tải và nhu cầu điện tiếp tục tăng.
IEA nhận định Đông Nam Á chỉ chiếm khoảng 4 phần trăm GDP toàn cầu nhưng có thể đóng góp gần 20 phần trăm mức tăng nhu cầu năng lượng thế giới đến năm 2035 theo các chính sách hiện hành. Điện năng đang tăng nhanh gấp khoảng hai lần tốc độ tăng tổng nhu cầu năng lượng, trong khi điều hòa không khí, công nghiệp, xe điện và trung tâm dữ liệu tiếp tục tạo thêm áp lực lên hệ thống.
Vì vậy, việc chỉ khoảng 14,9 GW trong mục tiêu 53 GW điện khí có khả năng hoàn thành vào năm 2030 không đơn thuần là câu chuyện chậm tiến độ của một nhóm nhà máy. Nó cho thấy mô hình chuyển dịch dựa mạnh vào LNG đang gặp phép thử lớn về giá, chuỗi cung ứng và an ninh nhiên liệu. Điện khí vẫn có vai trò quan trọng, đặc biệt với chức năng nguồn điện linh hoạt, nhưng vị trí của nó đang được đánh giá lại trong một hệ thống mà năng lượng tái tạo, lưu trữ, lưới điện liên kết, nguồn năng lượng nội địa và hiệu quả năng lượng phải phát triển đồng thời.
Với Việt Nam, khoảng cách giữa mục tiêu 29,4 GW và mức 3,7 GW mà Wood Mackenzie dự báo có thể vận hành trước năm 2030 là tín hiệu đặc biệt đáng chú ý. Nếu khoảng cách này không được thu hẹp, bài toán không chỉ là thiếu điện khí mà còn là phải tìm nguồn công suất thay thế đủ nhanh, đủ ổn định và có chi phí chấp nhận được trong lúc nhu cầu điện tiếp tục tăng. Đây có thể trở thành một trong những phép thử lớn nhất đối với chiến lược an ninh năng lượng của Việt Nam và Đông Nam Á trong phần còn lại của thập kỷ.
