Xung đột Trung Đông đe dọa triển khai năng lượng tái tạo

Các vấn đề về logistics, chi phí vận chuyển tăng mạnh, nguồn cung thiết bị năng lượng mặt trời bị gián đoạn cùng rủi ro tài chính leo thang đang tạo áp lực lớn lên những thị trường vốn được xem là động lực tăng trưởng mới của điện mặt trời và điện gió toàn cầu. Dù thực tế cho thấy tham vọng chuyển đổi năng lượng của các quốc gia vùng Vịnh chưa thay đổi, cuộc khủng hoảng hiện tại đang buộc nhiều dự án phải trì hoãn, đồng thời khiến các nhà đầu tư và nhà thầu phải đánh giá lại toàn bộ chiến lược triển khai trong khu vực.

Gián đoạn chuỗi cung ứng

Cuộc chiến tại Trung Đông đang làm thay đổi kỳ vọng ngắn hạn của thị trường năng lượng, kéo theo những tác động trực tiếp đến nguồn cung hydrocarbon và các lĩnh vực điện lực phụ thuộc vào nhập khẩu khí tự nhiên hóa lỏng (LNG), dầu mỏ và khí giao ngay, đặc biệt tại châu Âu và châu Á. Trong khi các quốc gia Trung Đông vẫn sở hữu nguồn nhiên liệu hóa thạch nội địa dồi dào, việc eo biển Hormuz gần như bị phong tỏa đã khiến cuộc khủng hoảng lan rộng vượt ra ngoài lĩnh vực hydrocarbon. Sự kết hợp giữa nguy cơ chiến sự, tính dễ tổn thương của chuỗi cung ứng, việc phân tán dòng vốn và khả năng chống chịu của các thể chế đang trở thành yếu tố then chốt đối với tiến trình triển khai năng lượng tái tạo. Công ty nghiên cứu năng lượng Rystad Energy đã phân tích cách cuộc xung đột này ảnh hưởng đến việc phát triển năng lượng tái tạo tại các thị trường chủ chốt ở Trung Đông.

Cơ quan Năng lượng Quốc tế (IEA) nhận định khủng hoảng năng lượng do xung đột tại Trung Đông có thể thúc đẩy mạnh mẽ năng lượng tái tạo, điện hạt nhân và xe điện trong thời gian tới

Khủng hoảng được dự báo sẽ khiến tiến độ các dự án năng lượng tái tạo đang triển khai tại Trung Đông chậm 3-12 tháng, nhưng đồng thời lại củng cố cam kết chiến lược trung và dài hạn đối với quá trình chuyển đổi năng lượng. Tác động tổng thể được đánh giá là chậm lại trong ngắn hạn nhưng sẽ tăng tốc mạnh hơn trong trung hạn tại Arập Xêút, Các tiểu Vương quốc Arập Thống nhất (UAE), Oman và Thổ Nhĩ Kỳ. Trong khi đó, Qatar, Kuwait, Iraq, Bahrain và Jordan có thể đối mặt với các trì hoãn ở mức vừa phải, với khả năng phục hồi phụ thuộc vào sự ổn định của thị trường. Ngoài ra, Iran, Israel, Syria, Lebanon và Yemen vẫn bị xem là các thị trường rủi ro cao và nhiều khả năng sẽ chứng kiến tiến trình phát triển năng lượng tái tạo bị đình trệ kéo dài.

Hiện đã xuất hiện sự gián đoạn rõ rệt trên các tuyến hàng hải trọng yếu, khiến tiến độ dự án bị kéo lùi. Trong khi nhiều khu vực khác ghi nhận lượng nhập khẩu tấm pin mặt trời tăng mạnh do Trung Quốc xóa bỏ ưu đãi hoàn thuế VAT xuất khẩu từ ngày 1/4/2026, Trung Đông lại tụt lại phía sau. Nhập khẩu pin mặt trời trong tháng 3/2026 tại các nước vùng Vịnh giảm mạnh so với mức trung bình năm 2025: UAE giảm 608 MW, từ 767 MW xuống còn 160 MW; Arập Xêút giảm 625 MW, từ 704 MW xuống chỉ còn 80 MW; Oman thậm chí giảm từ 77 MW xuống 0 MW. Trái lại, Thổ Nhĩ Kỳ nhập khẩu 248 MW, cao hơn 166 MW so với trung bình năm 2025, còn Israel đạt 220 MW, tăng 118 MW, nhờ không phụ thuộc vào tuyến Hormuz hay Biển Đỏ.

Chi phí leo thang

Tác động càng nghiêm trọng hơn khi nhiều áp lực chi phí xuất hiện cùng lúc. Cước vận tải tuyến châu Á - Địa Trung Hải đã tăng từ 2.826 USD/FEU cuối tháng 2 lên 3.594 USD/FEU vào đầu tháng 4 (FEU - đơn vị tiêu chuẩn dùng trong vận tải container để đo sức chứa hàng hóa). Việc Trung Quốc hủy ưu đãi hoàn thuế VAT xuất khẩu cũng khiến giá module năng lượng mặt trời tăng trực tiếp khoảng 9%. Trong khi đó, giá bạc dao động quanh 70-80 USD/ounce tiếp tục đẩy chi phí sản xuất cell tăng cao. Điều này buộc các nhà cung cấp OEM, nhà thầu EPC và các chủ đầu tư phải xem xét lại các hợp đồng đã ký, đánh giá lại rủi ro định giá và cân nhắc chuyển hướng dòng vốn sang các thị trường ổn định hơn, ít rủi ro hơn trong khu vực Trung Đông.

Thị trường đấu thầu năng lượng tái tạo tại Trung Đông vốn đã cực kỳ cạnh tranh, với các mức giá kỷ lục chỉ khoảng 10,5-20 USD/MWh, khiến biên lợi nhuận của các nhà phát triển rất mỏng. Để đạt được mức giá này, cường độ vốn đầu tư (CAPEX) cho các dự án vốn đã bị ép xuống mức thấp. Nay với áp lực chi phí chồng chất và “phí bảo hiểm rủi ro chiến tranh” bắt đầu được đưa vào các gói tài chính dự án, các nhà thầu EPC đang tính lại chi phí bất khả kháng và rủi ro logistics trong các gói thầu mới. Những quốc gia như Kuwait - đang tiến tới trao thầu các dự án điện mặt trời quy mô lớn đầu tiên với tổng công suất 1,6 GW - đặc biệt dễ bị ảnh hưởng bởi việc định giá lại này. Với các dự án đã hoàn tất chốt tài chính tại Trung Đông, hệ quả là lợi nhuận bị thu hẹp đáng kể.

Người đàn ông đi bộ bên dưới các tấm pin quang điện tại Dự án điện mặt trời al-Dhafra ở phía Nam thủ đô Abu Dhabi của UAE

Công suất sản xuất module năng lượng mặt trời tại Trung Đông được dự báo sẽ tăng từ 4,7 GW năm 2025 lên 35,8 GW vào năm 2030 - tương đương mức tăng gấp 7 lần chỉ trong 5 năm. Trong khi đó, Thổ Nhĩ Kỳ đã đạt trạng thái ổn định với công suất sản xuất nội địa 22,2 GW từ năm 2026 trở đi, gần như hoàn toàn độc lập với nhập khẩu module và được bảo vệ trước mọi gián đoạn trong tương lai tại eo biển Hormuz.

Đối với các quốc gia vùng Vịnh xuất khẩu dầu khí như UAE, Arập Xêút, Qatar, Kuwait và Iraq, động lực tài chính để phát triển năng lượng tái tạo đang mạnh lên đáng kể trong bối cảnh khủng hoảng. Khi giá chuẩn dầu Brent vượt 90 USD/thùng và LNG dao động 15-20 USD/MMBtu, mỗi MW điện mặt trời hoặc điện gió được triển khai trong nước sẽ giúp giải phóng thêm dầu khí để xuất khẩu với giá cao hơn. Chi phí cơ hội của việc đốt dầu hoặc khí để phát điện nội địa hiện chưa bao giờ lớn đến vậy.

Tuy nhiên, việc eo biển Hormuz gần như bị đóng cửa vẫn là rào cản lớn đối với các quốc gia phụ thuộc vào tuyến đường này để xuất khẩu năng lượng. Các chương trình năng lượng tái tạo tại vùng Vịnh hiện chủ yếu gặp khó khăn về logistics và tài chính chứ không phải về chiến lược. Việc cân bằng giữa khôi phục xuất khẩu hydrocarbon và thúc đẩy triển khai năng lượng tái tạo sẽ là chìa khóa để đạt được kết quả tối ưu.

Minh Quân